автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Разработка мероприятий по локализации аварий энергосистем, связанных с глубоким снижением напряжения

УДК 632.311.24

4044349

АРТЕМЬЕВ Макбим СвЬ/яГе

РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛОКАЛИЗАЦИИ АВАРИЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ, СВЯЗАННЫХ С ГЛУБОКИМ СНИЖЕНИЕМ

НАПРЯЖЕНИЯ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические комплексы и

системы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 1 ДПР 2011

Санкт - Петербург - 2011г.

4844349

Работа выполнена на кафедре «Электроэнергетика, Техника высоких напряжений» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Смоловик Сергей Владимирович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Бочаров Юрий Николаевич

кандидат технических наук, доцент Герасимов Сергей Евгеньевич

Ведущая организация ОАО «Объединенное диспетчерское

управление Северо-Запада» - филиал ОАО «Системный оператор ЕС России»

Защита состоится « 05 » мая 2011г. в 16 часов на заседании Объединенного Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций ДМ 002.131.01 при Институте электрофизики и электроэнергетики РАН: 191186, г. Санкт-Петербург, Дворцовая набережная, 18.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института электрофизики и электроэнергетики РАН.

Автореферат разослан « 3& » дьсЖрс^ 2011 г.

Ученый секретарь

Объединенного Совета по защите

докторских и кандидатских диссертаций ДМ 002.131.01

кандидат технических наук

A.A. Киселев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Противоаварийная автоматика (ПА) энергосистем играет важную роль в обеспечении надежного электроснабжения потребителей. Анализ возникновения и развития системных аварий, имевших место в развитых странах мира, в том числе и аварии в Московской энергосистеме 25.05.2005г. и в других энергосистемах России, показал, что при достаточном количестве локальных устройств автоматического управления (автоматика ограничения снижения напряжения - АОСН, автоматика разгрузки линий - APJ1 и трансформаторов - APT и других) развитие аварий могло быть приостановлено уже в самом начале и не привело бы к развитию более масштабной аварии с недопустимыми отклонениями частоты.

Большинство аварийных возмущений характеризуется достаточно длительным снижением напряжения на начальной стадии развития, поэтому основное внимание в диссертации уделено этому этапу аварийных процессов. Анализ возможностей управления начальной фазой процессов позволил разработать и предложить мероприятия по локализации аварий и предотвращению их превращения в широкомасштабные, характеризуемые каскадным развитием из-за нарушения баланса активных мощностей. В качестве объекта рассмотрены энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области с учетом ввода новых мощностей, линий электропередачи и подстанций. Работа основана на результатах моделирования процессов, связанных с глубоким снижением напряжения, на интервалах от единиц секунд до десятков минут. В результате исследований разработаны конкретные рекомендации по организации структуры автоматических устройств ограничения снижения напряжения, позволяющие предотвратить неблагоприятное развитие аварийных возмущений.

Следует отметить, что оснащение энергосистем локальными автоматическим устройствами ограничения снижения напряжения (АОСН), разгрузки линий и трансформаторов (APJI и APT) и подобных выполняется по сравнению с устройствами автоматической частотной разгрузки (АЧР) в значительно меньшем объеме. В то же время важность их внедрения весьма велика. Анализ крупных системных аварий показал, что при достаточном количестве АОСН и APJI развитие аварии могло бы быть приостановлено уже в самом начале и не привело бы к развитию более масштабной аварии с недопустимыми отклонениями частоты и работой устройств АЧР, отключающих значительное количество потребителей.

Тяжелые экономические и социальные последствия системных аварий обусловливают большую актуальность работы, посвященной повышению эффективности и внедрению электротехнических комплексов, предотвращающих снижение напряжения при аварийных возмущениях.

Целями работы являются исследование процессов развития аварий, начальная стадия которых характеризуется снижением напряжения, а также разработка мероприятий по локализации аварий и предотвращению их развития в широкомасштабные, характеризуемые каскадным развитием из-за нарушения баланса активных мощностей. Для достижения поставленных целей решены следующие задачи:

1. Выполнен анализ состояния и развития энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области с учетом планов ввода генерирующих мощностей, подстанций и линий электропередачи.

2. На основе анализа крупных аварий в энергосистемах мира выявлены основные закономерности их развития. Показано, что аварии в начальной фазе процесса практически всегда (от нескольких секунд до десятков минут) сопровождаются длительным глубоким снижением напряжения на объектах энергосистемы и перегрузкой линий электропередачи (ЛЭП), что обусловливает высокую вероятность каскадного развития.

3. На базе программного комплекса ЭРА разработана математическая модель энергосистемы Санкт - Петербурга и Ленинградской области, позволяющая моделировать электромеханические процессы, связанные с глубоким снижением напряжения вплоть до возникновения лавины напряжения. Выполнены методические исследования, позволяющие оценить эффективность разгрузки по напряжению в зависимости от состава нагрузки.

4. Применительно к энергосистеме Санкт- Петербурга и Ленинградской области выявлены крупные энергорайоны, для которых вероятно каскадное развитие аварий, связанных с глубоким снижением напряжения сети.

5. Разработана методика выбора настроечных параметров электротехнических комплексов АОСН и АРЛ для заданной структуры электрической сети, и на ее основе алгоритмы управления, позволяющие предотвратить системные аварии связанные с понижением напряжения.

6. Эффективность разработанных алгоритмов проверена на примерах районов Выборгских электрических сетей, «району Юга» и «району Севера» энергосистемы операционной зоны Ленинградского РДУ, в которых имели место нарушения электроснабжения потребителей.

6. Выявлены характерные причины излишнего срабатывания устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и ПА при авариях, связанных с глубоким снижением напряжения в энергосистеме.

7. Разработаны конкретные рекомендации по организации структуры автоматик по ограничению снижения напряжения в энергосистемах, позволяющие предотвратить неблагоприятное развитие аварийных возмущений.

Научная новизна диссертационной работы:

1. Выявлены характерные особенности развития системных аварий на начальном этапе их протекания. Разработаны мероприятия по их локализации с применением автоматик АОСН и АРЛ.

2. Разработана методика математического моделирования электромеханических переходных процессов, связанных с глубоким снижением напряжения энергосистемы вплоть до возникновения лавины напряжения.

3. Выполнено исследование особенностей протекания переходных процессов узла нагрузки электроэнергетической системы при снижении напряжения при использовании различных моделей асинхронных электродвигателей.

4. Разработаны методические положения по выбору настроечных параметров устройств ограничения снижения напряжения и автоматической разгрузки линий и трансформаторов.

5. На основе исследования электромеханических переходных процессов энергосистемы операционной зоны Ленинградского РДУ выявлены основные характеристики аварийных процессов, связанных с глубоким снижением напряжения сети и перегрузками линий.

6. Последнее позволило разработать алгоритмы управления для предотвращения системных аварий, связанных с понижением напряжения, применительно к крупным энергорайонам системы Санкт- Петербурга и Ленинградской области.

7. Разработаны общие принципы построения автоматических устройств ограничения снижения напряжения, в том числе и алгоритмы выделения электростанций на район, сбалансированный по нагрузке.

Практическая ценность работы

На основе анализа развития системных аварий и численного моделирования процессов развития аварийных ситуаций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области разработаны рекомендации по применению локальных автоматик АОСН и АРЛ. Использование этих автоматик позволяет изменить неблагоприятное развитие процесса и предотвратить тем самым развитие более масштабной, частотной аварии.

Разработанные под руководством автора рекомендации по реализации автоматик ограничения снижения напряжения использованы при подготовке техЕшческих требований к проектам электротехнических комплексов АОСН и АРЛ на следующих объектах энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области: ПС «Зеленогорская», АОСН ПС 127, АОСН ПС 537, АОСН ПС 57, АОСН ПС 369, АРЛ ЭС-1 и ЭС-2 Центральной ТЭЦ и ряда других. Следует отдельно подчеркнуть, что реализация АОСН на ПС «Зеленогорская» позволила в октябре 2007 г. достаточно быстро локализовать аварийную ситуацию в Выборгских электрических сетях и не

допустить дальнейшего развития аварии, сопровождавшейся возникновением асинхронного хода, как это имело место ранее.

Разработанная в ходе написания диссертационной работы математическая модель исследования процессов, связанных с глубоким снижением напряжения в сети используется Службой электрических режимов Филиала ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ для проведения анализа работы энергосистемы и обоснования технических требований к проектам ПА.

Предложены рекомендации для организации комплекса автоматических устройств ограничения снижения напряжения в энергосистемах России.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях и семинарах, а также на заседании кафедры «Электрические системы и сети» и «Электроэнергетика, техника высоких напряжений» СПбГПУ. По теме диссертации опубликовано три печатных работы.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 74 наименований. Основная часть работы изложена на 130 страницах и включает в себя 21 рисунков, 35 таблиц. В работу включены 3 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновываются актуальность работы, формулируются цели исследования, научная новизна и практическая ценность работы. Анализируется текущее состояние и необходимость совершенствования ПА энергосистем. Рассматриваются общие подходы к вопросам модернизации противоаварийной автоматики.

В первой главе дается анализ состояния и перспектив развития энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области до 2010-2015 годов. Показывается, что намеченный существенный рост генерации и потребления региона, запланированные модернизации подстанций и строительство новых линий электропередач в существенной мере повысят надежность электроснабжения потребителей. В то же время предусматриваемые значительные изменения в схеме энергосистемы, появление дополнительных генерирующих источников и перекрестных связей на разных классах напряжения. Это потребует новых подходов к принципам построения противоаварийной автоматики энергосистемы для повышения надежности электроснабжения потребителей. Опыт показывает, что значительное внимание должно быть уделено внедрению локальных автоматических устройств, позволяющих ввести режим энергосистемы в допустимую область до развития частотной аварии. В этой же главе на

основе анализа развития крупных системных аварий в энергосистемах различных стран мира - Швеции, США, Японии и России выявлены основные закономерности их протекания. Показано, что аварии практически всегда сопровождаются глубоким длительным снижением напряжения в системе. Определена длительность этих процессов и показано, что на начальном этапе развития процесса весьма эффективно применение локальных автоматик (АОСН, APJI, APT), имеющих меньшие выдержки времени, чем длительность процесса снижения напряжения до величины его критического значения.

Выявлены причины излишнего действия защит, направленных на отключение линий и генераторов, прежде всего дистанционных и технологических защит, основанных на определении тяжести аварийного процесса на основе работы реле сопротивления, а также автоматических устройств, усугубляющих процесс протекания аварий, таких, например, как РПН трансформаторов.

На основе анализа аварийных процессов, связанных с возникновением лавин напряжения, показывается необходимость разработки делительной автоматики с пуском по напряжению, обеспечивающей выделение электростанций на район, примерно сбалансированный по нагрузке, для предотвращения их полного останова. Подчеркивается важность разработки этого мероприятия, поскольку итогом лавины напряжения в Московской энергосистеме (в мае 2005 года) стала полная или частичная потеря генерации на ГЭС-1, ТЭЦ-8, ТЭЦ-9, ТЭЦ-11, ТЭЦ-17, ТЭЦ-20, ТЭЦ-22, ТЭЦ-26, ГРЭС-4.

Во второй главе рассмотрены методы моделирования переходных процессов, связанных с возникновением длительного глубокого снижения напряжения в системе. Поскольку аварийные ситуации сопровождались возникновением «лавин напряжения» особое место уделено вопросам моделирования нагрузки при наличии в ней большого процентного содержания асинхронных двигателей. Важность учета этого фактора связана с тем, что возникновение лавины напряжения, связанной с опрокидыванием асинхронных двигателей приводит к массовому отключению потребителей длительностью не менее нескольких часов и полному останову электростанций в районе, охваченном этой аварией. Как правило, в работах по анализу системных аварий явления «лавина частоты» и «лавина напряжения» отдельно не рассматриваются, поскольку эти процессы взаимосвязаны. В работе показано, что в общем случае каждый из рассматриваемых аварийных процессов может быть как причиной, так и следствием возникновения другого. В зависимости от рассматриваемой задачи их целесообразно рассматривать отдельно. Показывается, что при разработке требований к делительной автоматике электростанций с пуском по напряжению также необходимо исследовать переходные процессы механизмов собственных нужд электростанций с учетом наличия большого

количества мощных асинхронных двигателеи для приводов питательных электронасосов (ПЭН), систем вентиляции и дымососов и т.д.

Асинхронные двигатели в различных программах расчета динамической устойчивости моделируются с различными допущениями и упрощениями, зависящими от необходимой степени детализации процессов и условий решаемой задачи.

Уравнения, учитывающие электромагнитные и электромеханические переходные процессы в контурах асинхронного двигателя, записанные в осях оде), жестко связанных с ротором, аналогичны уравнениям синхронного генератора (с тем отличием, что все параметры по обеим осям равны и отсутствует возбуждение).

РУ„,1<°, РУгЯ/<»с

Р*=-^{мт-У^ч +¥щ'Л р8 = сосв, (1)

11 11

+ - V,— + -

х, х.

Ш . =-2-22- Ш =-:-

Ха Х$ Хзп/ Ха Х* Хщ

1 -У->~У«1 1 -Уг,1~У*<1 ; -Уч : _ ~У<Ч

V--> 'п! ~ > I--> 'щ--'

На рис. 1 показана погрешность определения величины потребляемой двигателем реактивной мощности, возникающая вследствие неучета изменения активных и реактивных сопротивлений роторных контуров при изменении скольжения ротора. Заметные величины этой погрешности имеют место при низких скоростях снижения напряжения. Поэтому учет изменения указанных сопротивлений целесообразен при разработке математических моделей для анализа процессов, связанных с медленным снижением напряжения в узлах нагрузки энергосистемы.

0,16 АО отн

0.14

0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0

0,05

ОД

0,15

0,2

0,3

«ШЛИ

Рис. 1. Зависимость погрешности потребления реактивной мощности АД от скорости снижения напряжения при использовании модели без учета изменения сопротивлений двигателя, ТУ=1 с

На основе выполненного сопоставления переходных процессов различных моделей асинхронных электродвигателей при снижении питающего напряжения дана рекомендация по моделированию асинхронных двигателей для анализа процессов сложной энергосистемы в условиях достаточно медленного снижения напряжения. Целесообразно учитывать переходные процессы роторных контуров (с учетом изменения активных и индуктивных сопротивлений в функции скольжения) и уравнения движения ротора. Для узлов, удаленных от района, где предполагается заметное снижение напряжения, можно признать оправданным использование модели, основанной на схеме замещения асинхронного электродвигателя (динамических характеристик нагрузки).

В третьей главе показано, что существующие принципы организации ПА не позволяют задействовать значительный резерв противоаварийных автоматик энергосистемы (АЧР, ЧДА и т.д.), пуск которых осуществляется по факту снижения частоты, и тем самым предотвратить неблагоприятное развитие аварии при снижении напряжения. В случаях глубокого его снижения (обычно это связано с ростом нагрузки в часы максимума) возможно также возникновение лавин напряжения, связанных с опрокидыванием асинхронных двигателей, нарушениями устойчивости параллельной работы, остановом электростанций и последующим разделением энергосистемы на части.

Характерной причиной начала возникновения аварии, является отключение связи (одной или нескольких линий) высокого класса напряжения, что не создает на начальном этапе развития аварийного процесса дефицита активной мощности из-за наличия оставшихся связей с системой, как правило, по линиям электропередачи более низкого класса напряжения. Оставшиеся в работе линии (оборудование) подвергаются перегрузкам по току, а на подстанциях аварийного района возникает глубокое снижение напряжения. Отклонение от установленных значений этих режимных параметров может быть использовано для запуска устройств, отключающих нагрузку, подключенную к исполнительным органам существующих противоаварийных автоматик АЧР и ЧДА для введения режимных параметров системы в допустимую область.

В главе разрабатываются основные принципы построения автоматик ограничения снижения напряжения в энергосистемах и предлагаются некоторые ключевые элементы их реализации.

Локальные автоматики, действующие по факту снижения напряжения, целесообразно реализовать по следующему принципу: —первый уровень - автоматический ввод резерва (в том числе и аварийного) реактивной мощности (АВРРМ), аналогично АЧВР в Стандарте по АЧР; —второй уровень - существующие АОСН, АРЛ и APT (аналогично АЧР); —третий уровень - делительная автоматика на электростанциях при возникновении глубокого снижения напряжения (АДСН) по аналогии с ЧДА. Автоматики второго уровня - АОСН, АРЛ и APT являются «вторым эшелоном» и действуют, как правило, с выдержками времени от нескольких секунд до десятков секунд в силу необходимости их отстройки от действия релейной защиты при коротких замыканиях с последующими АПВ. Как правило, объемы воздействия автоматик АОСН, АРЛ и APT в энергосистемах существенно меньше по сравнению с аналогичными им автоматиками АЧР.

Анализ многочисленных процессов возникновения лавины напряжения при аварийных возмущениях в энергосистеме, а также регистрограмм снижения напряжения при аварии 25.05.2005г. показал, что снижение напряжения до критического значения, соответствующего опрокидыванию асинхронных электродвигателей, длится от нескольких секунд до минут.

Система U0=const j.=cor»sf

Рис.2. Расчетная схема энергосистемы 10

Выбор настроечных параметров автоматических устройств иллюстрируется на основе анализа переходных процессов при возникновении аварии в простейшей схеме, представленной на рис. 2. Схема содержит эквивалентный генератор,

работающий через трансформатор на сеть с внешним сопротивлением Хвн на мощную энергосистему. Нагрузка в узле 2 по величине близка к мощности эквивалентного генератора и имеет большое процентное содержание асинхронных двигателей.

Снижения напряжения вблизи шин электростанции при отключении линий в энергосистеме осуществлялось увеличением внешнего сопротивления связи системы Хвн, отражающим каскадное отключение линий электропередач или увеличением нагрузки в узле 2 на величину, приводящую к заметному снижению напряжения на шинах эквивалентного генератора. При этом ток возбуждения генератора от действия АРВ по каналу отклонения напряжения достигал величины, близкой к двухкратной по отношению к номинальной, подобно тому, как это имеет место в типовой системе регулирования возбуждения. Моделирование действия системы возбуждения ограничению перегрузки генератора по току ротора в соответствии с заданными тепловыми характеристиками осуществлялось принудительным снижением тока возбуждения до номинального значения.

На рис. 3 представлен процесс глубокого снижения и возникновение лавины напряжения при указанных выше возмущениях в энергосистеме и защитных действиях системы возбуждения.

Как видно из представленных графиков на рис.3, глубокое снижение напряжения в энергосистеме вплоть до возникновения лавины напряжения за счет опрокидывания асинхронных двигателей в узле 2 при превышении его скольжения критического значения (зкр=0,1), не сопровождается снижением частоты до уставок действия АЧР в рассматриваемой сети. Изменение частоты претерпевает лишь колебательный характер, связанный с рассматриваемыми возмущениями в системе. В данном случае процесс возникновения лавины напряжения является причиной развития технологического нарушения, приводящего к отключению генераторов электростанций без действия автоматики ограничения частоты, что является характерным для с нарушением баланса реактивной мощности (например, Московская авария 25.05.2005 года).

150 100 50

■■ ...... и (2) ■ " 1

.....Ш).

N >- -

О

Зай.о.е. о

-0.5

Д Р),Гц 0.5.-

-0.5

10 15

20

25

10

15

20

25

30

10

15

20

25

30

35

35

40

40

30 35 40 45

и

- - Зкр= 0.1

I ..

45

1с

45

и

Рис. 3. Процессы при глубоком снижении напряжения в энергосистеме и действии АРВ генераторов

На основе расчетов переходных процессов в расчетной схеме рис.2 были определены зависимости повышения напряжения в узле в функции доли отключаемой нагрузки, с помощью которой может быть оценена эффективность работы автоматической системы, осуществляющей разгрузку по факту снижения напряжения. Эта зависимость представлена на рис. 4.

aSISr

Рис. 4. Зависимость повышения напряжения от доли отключаемой нагрузки

Рис 4. показывает, что относительная величина повышения напряжения при отключении нагрузки составляет 0,26 - 0,275 o.e. напряжения/о.е. мощности нагрузки (или 0,4 - 0,5 кВ на 1 МВт отключаемой нагрузки для типового узла сети 110 кВ). Для распределенной нагрузки сети 110 кВ этот показатель может снизиться до 0,3 - 0,4 кВ/МВт. Получены данные, характеризующие условия возникновения лавины напряжения в зависимости от процентного содержания асинхронных электродвигателей и их параметров (в частности, механической инерционной постоянной). На основе выполненного анализа для конкретного узла (района) энергосистемы могут быть рекомендованы настроечные параметры автоматических устройств, осуществляющих отключение нагрузки для поддержания напряжения.

В качестве мероприятия, обеспечивающего повышение живучести энергосистемы рассмотрено выделение части генераторов на собственные нужды электростанций или на изолированную работу со сбалансированной нагрузкой, т.е. запуск делительной автоматики с пуском по напряжению.

Показано, что уставки по напряжению для ступеней АДСН должны быть не выше аварийных уровней напряжения, необходимых для обеспечения устойчивости параллельной работы генераторов электростанций параллельно с системой и допустимого напряжения по условиям устойчивости нагрузки в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем; кроме того, целесообразным является реализация двух ступеней со своими уставками по напряжению и времени срабатывания, аналогично рекомендованным стандартом по АЧР ступеням частотной делительной автоматики (ЧДА):

первой быстродействующей, с минимальной выдержкой времени — не менее одной секунды (действие непосредственно при опасности возникновения лавины напряжения);

второй резервной, с более высокой уставкой по напряжению и выдержкой времени, отстроенной, по возможности, от времени срабатывания АОСН и APJI (APT) в районе возникновения глубокого снижения напряжения;

— необходимо использование реле напряжений с коэффициентом возврата, близким к 1, для обеспечения селективного действия ступеней АДСН;

—для селективного действия АДСН минимальная выдержка времени срабатывания первой ступени должна быть отстроена от выдержки времени УРОВ выключателей присоединений на шинах станции при коротком замыкании, а также максимального времени срабатывания релейных защит;

—в районах с возможным существенным аварийным дефицитом реактивной мощности, и вследствие этого, возможным развитием процесса с быстрым снижением напряжения возможна реализация пуска АДСН по производной напряжения (аналогично действию ДАР в стандарте по АЧР). При этом особое внимание должно быть уделено вопросам селективности действия АДСН и время ее срабатывания так же, как и для первой быстродействующей ступени, должно быть отстроено от времени срабатывания УРОВ выключателей присоединений шин электростанции;

—целесообразно использование контроля предыдущего режима (КПР) сигналов перегрузки тока ротора генератора с напряжением контрольной точки вблизи генератора и сигнала последующего действия защитной системы АРВ на снижение тока генератора. При действии канала ограничения тока ротора и пониженном напряжении в контрольной точке действие АДСН должно быть с минимальной выдержкой времени.

Интенсивное внедрение автоматических устройств ограничения снижения напряжения, организованных по указанным принципам, позволит существенно повысить живучесть энергосистем и сократить время перерыва электроснабжения потребителей за счет локализации аварии на первых этапах ее возникновения.

В главе 4 на примерах реализации автоматик АОСН и APJI в энергосистеме операционной зоны Ленинградского РДУ показана эффективность применения локальных автоматик, позволяющих в существенной мере повысить надежность электроснабжения потребителей при возникновении аварийных ситуаций и предотвращение развития широкомасштабных аварий, связанных с перегрузками линий и снижением напряжения.

Показано, что существующий объем нагрузки, подключенный к устройствам АЧР, регламентируемый требованиями Стандарта ОАО «СО — ЦДУ ЕЭС» Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка), применительно к энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области является

достаточным для эффективного использования в автоматиках АОСН и АРЛ для введения режимных параметров в допустимую область.

С учетом возможности сохранения послеаварийных связей района с энергосистемой, объем нагрузки, подведенный под действие АОСН может быть меньше соответствующего объема АЧР, как минимум, на величину допустимых перетоков оставшихся связей района с энергосистемой.

На примере ПА «района Юга» показано, что направление действия локальных автоматик допустимо распространять не только на отключение нагрузки по цепям АЧР, но и на включение резервных связей, если таковые имеют место. В этом случае количество отключаемых потребителей будет существенно снижено.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На основе анализа крупных аварий в энергосистемах мира выявлены основные закономерности их развития. Показано, что аварии практически всегда в начальной фазе процесса (от нескольких секунд до десятков минут) сопровождается длительным глубоким снижением напряжения на объектах энергосистемы. Для предотвращения развития аварии в частотную аварию с массовым отключением потребителей вплоть до выделения станций действием ЧДА необходимо интенсивное внедрение локальных автоматик АОСН, АРЛ и APT на объектах энергосистемы.

2. На основе программного комплекса «ЭРА» для операционной зоны Ленинградского РДУ разработана модель электромеханических переходных процессов, связанных с глубоким снижением напряжения, вплоть до возникновения лавины напряжения на объектах энергосистемы.

3. Применительно к крупным энергорайонам - району Выборгских сетей, «району Юга» и «району Севера» определены объем и место установки устройств АОСН, разрабатаны конкретные алгоритмы управления локальными автоматиками в этих энергорайонах. При реализации локальных автоматик для «района Юга» целесообразно использование АОСН не только как автоматики, действие которой направлено на отключение нагрузки, но и как автоматика аварийного ввода резерва (АВР). В этом случае количество отключаемой действием локальных автоматик нагрузки будет заметно снижен.

4. Объем нагрузки, необходимый для подведения под действие АОСН в районе существенно меньше объема АЧР, определяемым в соответствии со Стандартом по АОСЧ, как минимум, на величину пропускной способности оставшихся в работе линий и линий, подключаемых к энергосистеме действием АОСН.

5. С учетом имевших место отключений ЛЭП и генерирующих источников на начальном этапе развития аварий, связанных с глубоким снижением напряжения в системе, должны быть разработаны мероприятия,

исключающие излишнее действие автоматик и защит (дистанционных и технологических) на отключение оборудования. Прежде всего это касается защит, основанных на измерении сопротивления, т.е. дистанционных и защит от потери возбуждения и от недовозбуждения генераторов. Должна предусматриваться блокировка РПН на трансформаторах и автотрансформаторах системы при снижении напряжения на стороне высокого (среднего) напряжения для устранения отрицательного эффекта регулирования.

6. При выборе принципов построения, числа ступеней и уставок срабатывания АДСН следует принять во внимание следующие факторы:

—измерение напряжения должно осуществляться на трех фазах и пуск АДСН должен осуществляться по факту одновременного достижения уставки на всех трех фазах;

—длительность снижения напряжения до достижения им критической величины возможна за время не менее нескольких секунд',

—уставки по напряжению для ступеней АДСН должны быть не выше аварийных уровней напряжения, необходимых для обеспечения устойчивости параллельной работы генераторов электростанций параллельно с системой и допустимого напряжения по условиям устойчивости нагрузки в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем;

—целесообразным является реализация двух ступеней со своими уставками по напряжению и времени срабатывания, аналогично рекомендованным стандартом по АЧР ступенями ЧДА:

первой быстродействующей, с минимальной выдержкой времени — не менее одной секунды (действие непосредственно при опасности возникновения лавины напряжения);

второй резервной, с более высокой уставкой по напряжению и выдержкой времени, отстроенной, по возможности, от времени срабатывания АОСН и APJl (APT) в районе возникновения глубокого снижения напряжения;

— необходимо использование реле напряжений с коэффициентом возврата близким к 1 для обеспечения селективного действия ступеней АДСН;

—для селективного действия АДСН минимальная выдержка времени срабатывания первой ступени должна быть отстроена от выдержки времени УРОВ выключателей присоединений на шинах станции при коротком замыкании, а также максимального времени срабатывания релейных защит;

—в районах с возможным существенным аварийным дефицитом реактивной мощности, и вследствие этого, возможным развитием процесса с быстрым снижением напряжения возможна реализация пуска АДЛН по производной напряжения (аналогично действию ДАР в стандарте по АЧР). При этом особое внимание должно быть уделено вопросам селективности действия АДЛН и время ее срабатывания также, как и для первой

быстродействующей ступени должно быть отстроено от времени срабатывания УРОВ выключателей присоединений шин электростанции;

—целесообразно использование контроля предыдущего режима (КПР) сигналов перегрузки тока ротора генератора с напряжением контрольной точки вблизи генератора и сигнала последующего действия защитной системы АРВ на снижение тока генератора. При действии канала ограничения тока ротора и пониженном напряжении в контрольной точке действие АДСН должно быть с минимальной выдержкой времени.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Артемьев М.С. Совершенствование автоматических устройств ограничения снижения напряжения в энергосистемах.//Научно-технические ведомости СПбГПУ. №1, 2008г. - с.83-86.

2. Артемьев М.С., Зайцев A.B., Кравченко И.В., Магдеев H.H., Костин В.Н. Направления совершенствования противоаварийной автоматики энергосистем // Современные проблемы энергетики: Сборник трудов. -СПб.: СЗТУ, 2009 - с.242-253.

3. Артемьев М.С., Зайцев Г.В., Иванова И.В., Костин В.Н. Некоторые аспекты совершенствования противоаварийной автоматики энергосистем.//Актуальные проблемы управления транспортными и техническими системами: сб.тр.Н Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и преподавателей «Актуальные проблемы управления техническими, информационными, социально-значимыми и транспортными системами» 13-15 ноября 2007 г. Санкт-Петербург/ под ред. Афанасьевой Н.В. - СПБ: СЗТУ-2008 - с. 80-82.

Лицензия ЛР № 020593 от 07.08.97

Подписано в печать 25.03.2011. Формат 60x84/16. Печать цифровая. Усл. печ. л. 1,0. Уч.-изд. л. 1,0. Тираж 100. Заказ 7375Ь.

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором, в Цифровом типографском центре Издательства Политехнического университета. 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29. Тел.: (812)550-40-14 Тел./факс: (812) 297-57-76

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ САНКТ-ПЕТЕРБУРГА И ЛЕНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ.

1.1. Современное состояние энергосистемы.

1.2. Прогноз потребления электроэнергии.

1.3. Анализ развития крупных системных аварий, связанных с глубоким снижением напряжения в системе.

1.3.1. Авария в энергосистеме Швеции 27 декабря 1983 года.

1.3.2. Системная авария 23 июля 1987 года в Токио.

1.3.3. Аварии 2-3 июля 1996 года на Западном побережье США.

1.3.4. Авария 14 августа 2003 года на Северо-Востоке США и Канаде [74]

1.3.5. Авария в Москве 24 - 25 мая 2005 года.

1.4. Задачи диссертации.

ГЛАВА 2. Математические моделирование переходных процессов энергосистемы при авариях, связанных с глубоким снижением напряжения.

2.1. Математическое моделирование переходных процессов синхронного генератора.

2.2. Модели систем возбуждения и АРВ генераторов.

2.3 Моделирование момента турбин.

2.4. Модель асинхронной нагрузки.

2.5.Моделирование асинхронных двигателей с учетом переходных процессов в статорных и роторных контурах.

2.6. Моделирование переходных процессов асинхронной нагрузки в программах расчета электромеханических переходных процессов.

ГЛАВА 3. Разработка методики выбора параметров автоматических устройств ограничения снижения напряжения в энергосистемах.

3.1. Общие требования к автоматическим устройствам ограничения снижения напряжения.

3.2. Переходные процессы при снижении напряжения.

3.3. Оценка суммарной мощности нагрузки, подключаемой к устройствам локальных автоматик.

3.4. Рекомендации по заданию уставок локальных автоматик АОСН и А0П

ГЛАВА 4. Примеры реализации алгоритмов АОСН и АРЛ.

4.1. Оценка величины требуемой разгрузки ПС 14, ПС 721 и ПС 735.

4.2. АОСН Гарболовско - Громовского транзита.

Обеспечение надежного электроснабжения потребителей является многоплановой задачей, в которой одно из важнейших мест отводится противоаварийной автоматике (ПА) энергосистем. При достаточно развитой структуре ПА ущерб от аварийного возмущения может быть существенно снижен за счет минимизации перерыва электроснабжения действиями ПА и последующего быстрого восстановления нормальной схемы сети диспетчерским и оперативным персоналом. Анализ возникновения и развития системных аварий, имевших место в развитых странах мира, в том числе и авария в Московской энергосистеме 25.05.2005г. [6,8,35,40], показал важность совершенствования ПА для локализации аварий уже на первых этапах ее возникновения.

Исторически наибольшее внимание в развитии ПА уделялось модернизации автоматических устройств (автоматик), связанных с изменением частоты в энергосистеме, поскольку отклонение (снижение) частоты при нарушении баланса между генерацией и потреблением чревато быстым развитием аварийного процесса. При этом оснащение энергосистем локальными автоматиками, такими как автоматические устройства ограничения снижения напряжения (АОСН), автоматические системы разгрузки линий и трансформаторов (APJI и APT), автоматических устройств, обеспечивающих деление системы по факту снижению напряжения (АДСН), выполось в существенно меньшем объеме. В то же время важность их внедрения, как это будет показано в дальнейшем, весьма велика. Анализ крупных системных аварий показал, что при достаточном количестве АОСН и APJI многие аварии могли бы быть ликвидированы уже на начальной стадии, и их каскадное развитие было бы исключено.

Поэтому целями диссертационной работы являются изучение характерных особенностей и общих закономерностей системных аварий на основе анализа развития крупных аварий в различных электроэнергетических системах, в том числе и аварии в Московской энергосистеме 25.05.2005г., выявление основных закономерностей их протекания, и разработка мероприятий, позволяющих предотвратить их развитие в начальной фазе действием локальных автоматических устройств типа АОСН, АРЛ и АДСН.

Исследования проводились методами математического моделирования с помощью программного комплекса расчета электромеханических процессов «ЭРА» разработки ВНИИЭ [18], Е1Ж08ТА0 [61], и системы программирования Оушо1а.

В первой главе анализируется состояние и перспективы развития энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области до 2010-2015 годов. Показано, что намеченный существенный рост генерации и потребления региона, запланированные модернизация подстанций и строительство новых линий электропередачи в существенной мере повысят надежность электроснабжения потребителей. В то же время предусматриваемые значительные изменения в схеме энергосистемы, появление дополнительных генерирующих источников и перекрестных связей системы на разных классах напряжения требуют также и новых подходов к принципам построения противоаварийной автоматики энергосистемы для повышения надежности электроснабжения потребителей. При этом важнейшее место должно быть уделено внедрению локальных автоматических устройств, позволяющих до возникновения аварии со значительным нарушением баланса активных мощностей (частотной аварии) ввести режим энергосистемы в допустимую область.

На основе анализа развития крупных системных аварий в энергосистемах мира (Швеции, США, Японии и России) выявлены основные закономерности их протекания. Показано, что аварии на начальном этапе практически всегда сопровождается глубоким длительным снижением напряжения в системе. Определена длительность этих процессов и показано, что на этом этапе развития процесса весьма эффективно применение локальных автоматик, имеющих меньшие времена срабатывания, чем длительность процесса снижения напряжения до величины его критического значения, таких как АОСН, APJI, APT, на подстанциях, где произошли либо снижение напряжения, либо перегрузка оборудования, использование которых позволит ликвидировать аварию уже на начальном этапе.

С учетом отмеченных при авариях процессов, связанных с возникновением лавины напряжения, показывается необходимость разработки делительной автоматики выделения электростанций на район, примерно сбалансированный по нагрузке, для предотвращения их полного останова. Параметром, по которому осуществляется действие данной автоматики, является снижение напряжения. Подчеркивается важность разработки этого мероприятия, поскольку итогом лавины напряжения является «погашение системы», то есть прекращение электроснабжения).

Во второй главе рассмотрены методы моделирования переходных процессов, связанных с возникновением длительного глубокого снижения напряжения в системе. Поскольку аварийные ситуации сопровождались возникновением «лавин напряжения» особое место уделено вопросам моделирования нагрузки при наличии в ней большого процентного содержания асинхронных двигателей. Важность учета этого фактора связана с тем, что возникновение лавины напряжения, связанной с опрокидыванием асинхронных двигателей приводит к массовому отключению потребителей длительностью не менее нескольких часов и полному останову электростанций в районе, охваченном этой аварией. Как правило, в работах по анализу системных аварий явления «лавина частоты» и «лавина напряжения» отдельно не рассматриваются, поскольку эти процессы взаимосвязаны. В работе показано, что в общем случае каждый из рассматриваемых аварийных процессов может быть как причиной, так и следствием возникновения другого. В зависимости от рассматриваемой задачи их целесообразно рассматривать отдельно.

В третьей главе показано, что существующие принципы организации ПА не позволяют задействовать значительный резерв противоаварийных автоматик энергосистемы (АЧР, ЧДА и т.д.), пуск которых осуществляется по факту снижения частоты, и тем самым предотвратить неблагоприятное развитие аварии при снижении напряжения. В случаях глубокого его снижения (обычно это связано с ростом нагрузки в часы максимума) возможно также возникновение лавин напряжения, связанных с опрокидыванием асинхронных двигателей, нарушениями устойчивости параллельной работы, остановом электростанций и последующим разделением энергосистемы на части.

Характерной причиной начала возникновения аварии, является отключение связи (одной или нескольких линий) высокого класса напряжения, что не создает на начальном этапе развития аварийного процесса дефицита активной мощности из-за наличия оставшихся связей с системой, как правило, по линиям электропередачи более низкого класса напряжения. Оставшиеся в работе линии (оборудование) подвергаются перегрузкам по току, а на подстанциях аварийного района возникает глубокое снижение напряжения. Отклонение от установленных значений этих режимных параметров может быть использовано для запуска устройств, отключающих нагрузку, подключенную к исполнительным органам существующих противоаварийных автоматик АЧР и ЧДА для введения режимных параметров системы в допустимую область.

В главе разрабатываются основные принципы построения автоматик ограничения снижения напряжения в энергосистемах и предлагаются некоторые ключевые элементы их реализации.

В четвертой главе на примерах реализации автоматик АОСН и АРЛ в энергосистеме операционной зоны Ленинградского РДУ показана эффективность применения локальных автоматик, позволяющих в существенной мере повысить надежность электроснабжения потребителей при возникновении аварийных ситуаций и предотвращение развития широкомасштабных аварий, связанных с перегрузками линий и снижением напряжения.

Показано, что существующий объем нагрузки, подключенный к устройствам АЧР, применительно к энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области является достаточным для эффективного использования в автоматиках АОСН и АРЛ для введения режимных параметров в допустимую область.

В приложениях на конкретных примерах районов энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области рассмотрены способы построения противоаварийных автоматик АОСН, позволяющих локализовать аварию на начальном этапе ее развития и предотвратить ее превращение в системную. Детально анализируются варианты возникновения аварийных ситуаций, связанных с потерей связи с сетью высокого напряжения в крупных энергорайонах: района Выборгских сетей, «района Юга» и «района Севера». Применительно к этим энергорайонам оценивается объем и место установки устройств АОСН и разрабатываются конкретные алгоритмы управления автоматиками в этих энергорайонах.

В результате выполнения диссертационной работы разработаны рекомендации, позволяющие предотвратить опасное развитие аварийных процессов, связанных с возникновением дефицита реактивной мощности в энергосистеме.

На основе обобщения большого количества расчетов переходных процессов и натурных регистрограмм, полученных в ходе работы Ленинградского РДУ, разработаны алгоритмы действия локальных автоматик, осуществляющих противоаварийное управление при снижениях напряжения применительно к крупным энергорайонам энергосистемы операционной зоны Ленинградского РДУ.

При расчете ряда аварийной ситуации для крупных энергорайонов определен объем нагрузки, который следует подключить к устройствам АОСН для надежного введения режима энергосистемы в допустимую область после аварийного возмущения.

Выводы по главе 4

1. На примерах реализации автоматик АОСН и АРЛ в энергосистеме операционной зоны Ленинградского РДУ показана эффективность применения локальных автоматик, позволяющих в существенной мере повысить надежность электроснабжения потребителей при возникновении аварийных ситуаций и предотвращение развития широкомасштабных аварий, связанных с перегрузками линий и снижением напряжения.

2. Существующий объем АЧР, регламентируемый требованиями Стандарта ОАО «СО — ЦДУ ЕЭС» Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка), применительно к энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области является достаточным для эффективного использования в автоматиках АОСН и АРЛ для введения режимных параметров в допустимую область.

3. С учетом возможности сохранения послеаварийных связей района с энергосистемой, объем нагрузки, подведенный под действие АОСН может быть меньше соответствующего объема АЧР, как минимум, на величину допустимых перетоков оставшихся связей района с системой.

4. На примере ПА «района Юга» показано, что направление действия локальных автоматик допустимо распространять не только на отключение нагрузки по цепям АЧР, но и на включение резервных связей, если таковые имеют место. В этом случае количество отключаемых потребителей будет существенно снижено.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен анализ крупных аварий в энергосистемах мира и выявлены основные закономерности их развития. Показано, что аварии в начальной фазе процесса практически всегда сопровождаются длительным глубоким снижением напряжения. Для предотвращения нарушения устойчивости нагрузки и последующего нарушения баланса активных мощностей («частотной» аварии) с массовым отключением потребителей устройствами АЧР, вплоть до выделения станций на сбалансированную нагрузку за счет работы ЧДА, необходимо интенсивное действие автоматических устройств, осуществляющих АОСН, APJI и АДСН на объектах энергосистемы.

2. Установлено, что начало развития крупных системных аварий практически всегда сопровождается глубоким длительным снижением напряжения в системе. Длительность этого процесса составляет от нескольких десятков секунд до десятков минут.

3. На основе обобщения большого количества расчетов переходных процессов и натурных регистрограмм, полученных в ходе работы Ленинградского РДУ, разработаны методические положения, позволяющие определить алгоритмы действия и настроечные параметры локальных автоматических устройств, осуществляющих противоаварийное управление при снижениях напряжения применительно к крупным энергорайонам энергосистемы операционной зоны Ленинградского РДУ.

4. Применение локальных автоматик, имеющих меньшие выдержки времени, чем длительность процесса снижения напряжения, таких как автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН), автоматики разгрузки линий (APJT), автоматики разгрузки трансформаторов (APT) на подстанциях, где произошло снижение напряжения, либо перегрузка оборудования, позволяет предотвратить развитие аварии на ранних этапах ее возникновения. Направление действия автоматик — на отключение нагрузки.

5. С учетом имевших место отключений генерирующих источников на начальном этапе развития аварий, связанных с глубоким снижением напряжения в системе, должны быть разработаны мероприятия, исключающие излишнее действие защит (в том числе и технологических) и автоматик, действующих на отключение агрегатов от системы.

6. Для предотвращения полного останова электростанций при глубоком снижении необходима реализация автоматик выделения станций на изолированный район со сбалансированной нагрузкой по аналогии с частотной делительной автоматикой электростанций (ЧДА). При этом действие автоматики, направленное на выделение станции с пуском по напряжению должно рассматривать как «последнее звено обороны», действие которой должно осуществляться после срабатывания автоматик АОСН, APT и АРЛ.

7. Анализ развития системных аварий показал, что глубокое снижение напряжения в системе приводит к ложному действию дистанционных защит ЛЭП, приводящих к их отключению, и тем самым усугубляющих процесс протекания аварии. В этой связи необходима разработка соответствующих мероприятий, исключающих неселективное действие дистанционных защит.

8. При возникновении аварий, связанных с глубоким снижением напряжения, в системе должна предусматриваться блокировка РПН на трансформаторах и автотрансформаторах для устранения отрицательного эффекта регулирования напряжения.

9. На примерах реализации автоматик АОСН и АРЛ в энергосистеме операционной зоны Ленинградского РДУ показана эффективность применения локальных автоматик, позволяющих в существенной мере повысить надежность электроснабжения потребителей при возникновении аварийных ситуаций и предотвращение развития широкомасштабных аварий, связанных с перегрузками линий и снижением напряжения.

10. Существующий объем АЧР, регламентируемый требованиями Стандарта ОАО «СО — ЦДУ ЕЭС» «Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка)», применительно к энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области, является достаточным для эффективного использования в автоматиках АОСН и АРЛ для введения режимных параметров в допустимую область.

11. С учетом возможности сохранения послеаварийных связей района с энергосистемой, объем нагрузки, подведенный под действие АОСН, может быть меньше соответствующего объема АЧР, как минимум, на величину допустимых перетоков оставшихся связей района с системой.

12. На примере ПА «района Юга» показано, что направление действия локальных автоматик допустимо распространять не только на отключение нагрузки по цепям АЧР, но и на включение резервных связей, если таковые имеют место. В этом случае количество отключаемых потребителей будет существенно снижено.

13. В результате выполнения диссертационной работы разработаны рекомендации, позволяющие предотвратить опасное развитие аварийных процессов, связанных с возникновением дефицита реактивной мощности в энергосистеме. Предложенные принципы организации построения локальных автоматик АОСН, АРЛ и APT могут быть рекомендованы для применения в других энергосистемах России.

1. Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах: Сборник научных трудов / Под общ. ред. В. Д. Ковалева. М.: Энергоатомиздат, 1983.-96 с.

2. Автоматизация энергетических систем. Учеб. Пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. М., «Энергия», 1977.- 440 с.

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

4. Александров Г.Н., Евдокунин Г.А., Лисочкина Т.В., Подпоркин Г.В., Селезнев Ю.Г. Новые средства передачи электрической энергии в электрических системах / Под ред. Г.Н. Александрова Л.: ЛГУ, 1987, 230с

5. Алексеев Ю.А. Окунцов Е.И. Устройство для автоматического регулирования силовых трансформаторов с РПН. «Электрические станции», 1973, № 10.

6. Анализ развития крупных системных аварий: Учебное пособие по курсу «Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах» / Сост. Беляев А.Н., Горюнов Ю.П., Смирнов A.A., Смоловик C.B. СПб: СПбГПУ, 2006 - 72 с.

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

8. Артемьев М.С. Совершенствование автоматических устройств ограничения снижений напряжения в энергосистемах// Сборник Научно-технические ведомости СПбГПУ, Издат-во СПбГПУ, СПб., № 1 (53), 2008, с.83-86.

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

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

11. Баркан Я.Д., Орехов JI.A. Автоматизация энергосистем: Учеб. Пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1981.

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

13. Брянцев А.М., Долгополов А.Г., Евдокунин Г.А. и др. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы для сети 35-500 кВ. Электротехника, 2003, №1.

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

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

16. Веников В. А., Идельчик В. И., Лисеев М. С. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1985. 216 е.: ил.

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

18. Горев A.A. Переходные процессы синхронной машины. М., Л.: Госэнергоиздат, 1950.- 551 с.

19. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин A.A. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. — М.: Энергоатомиздат, 1990.-390 с.

20. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Хачатрян Э.А. Устойчивость нагрузки электрических систем. М.: Энергоиздат, 1981.

21. Дементьев Ю. А. Применение управляемых статических компенсирующих устройств в электрических сетях.// Электричество. -2003.- №9.-с.2-11.

22. Евдокунин Г. А. Электрические системы и сети: Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. СПб: Издательство Сизова М. П., 2001. - 304 е.: ил.

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

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

25. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д., Худяков В.В. Гибкие электропередачи переменного тока. //Электротехника. 1996, N 8.

26. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д. Перспективы применения силовой преобразовательной техники в электроэнергетике. Электричество, 2001г., №9.

27. Кочкин В.И. Управляемые статические устройства компенсации реактивной мощности для линии электропередачи. // Электричество, 2000 №9. С.13-19.

28. Кочкин В.И., Нечаев О.П. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий. М.: Изд-во НЦ ЭНАС., 2000.

29. Кощеев Л.А., Семенов В.А. Системные аварии в Западном энергообъединении США // Электричество. 1997. № 10, с. 24-28.

30. Левинштейн М.Л., Щербачев О.В. Статическая устойчивостьэлектрических систем. Учебное пособие, СПб.: СПбГТУ, 1994. - 264 с.

31. Лукашов Э.С., Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М., Энергия, 1969.-351 с.

32. Макаровский С.Н., Хвощинская З.Г. Проблемы управления напряжением и реактивной мощностью в основных сетях ЕЭС России. Энергетик, 2002г., №6.

33. Максименко И.Ф. Поперечно-продольное регулирование потоков мощности в замкнутых электрических сетях 110 330 кВ // Электрические станции, 1969, № 8, с. 84-85.

34. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем (утверждены приказом Минэнерго № 281 от 30.06.2003 г.)

35. Основные положения стратегии развития электроэнергетики России до 2020 г. Этап 2. Обосновывающие материалы. ИНЭИ РАН, Москва, 2001.

36. Отчет по расследованию аварии в ЕЭС России, происшедшей 25 мая 2005 года // Комиссия ОАО РАО «ЕЭС России», назначенная приказом № 331. Москва, 18 июня 2005 г.

37. Покровский М.И., Jleyc O.A., Любарская Н.В., МиштаВ.В.,

38. Юрганов A.A. Унифицированный автоматический регулятор возбуждения сильного действия на полупроводниковых элементах // Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах. Труды ВЭИ.-М.: Энергия, 1977,-вып. 83.-с. 3-13.

39. Продольная емкостная компенсация линий электропередачи. М.,Л. ГЭИ, 1957.-48 с.

40. Рабинович P.C. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1988.

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

42. Смоловик C.B. Анализ аварии в Московской энергосистеме 23 25 мая 2005 года.//Научно-технические ведомости СПбГПУ, Издат-во СПбГПУ, СПб., № 2 (44), 2006, с.25-32.

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

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

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

46. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Энергоатомиздат, Москва, 1985.

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

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

49. Управление процессами электрических систем.: Тематический сборник/ под ред. Строева В.А. -М., МЭИ, 1978.- 100 с.

50. Холмский В.Г. Применение регулируемых трпнсформаторов в электрических сетях. М., Госэнергоиздат, 1950, 152 с.

51. Холмский В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей. М., «Высшая школа», 1975. 280 с.

52. Чебан В.М., Смирнова С.Н., Манусов В.З. Исследование поперечного регулирования напряжения для повышения экономичности и надежности электрических систем // Сб. 2 науч. сессии ВУЗов Зап. Сибири. 1966. - Вып.5. - С. 27 - 34.

53. Чебан В.М., Кижнер С.И., Сухов А.И. Управление потокораспределением в неоднородной сети // Труды Ленинградского политехи, ин-та. №357: Электроэнергетика. — 1977. — С. 7 — 11.

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

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

56. Юрганов А. А., Кожевников В. А. Регулирование возбуждения синхронных генераторов. СПб: Наука, 1996. - 138 с.

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

58. Arrillaga, J., and Duke, R. M., "A Static Alternative to Transformer on Load Tap Changers," IEEE PAS, vol. 3, no. 1, January-February 1980.

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

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

61. EUROSTAG Manual v3-4. Tractebel, Belgium, 2003.

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

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

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

65. Hingorani, N. G., "Power Electronics in AC Transmission Systems," CIGRE Special Report PI-02, Paris Session, 1996.

66. Hingorani, N. G., "Flexible AC Transmission," IEEE Spectrum, vol. 30, no. 4, April 1993.

67. Hingorani N. G., Gyugui L. "Understanding FACTS", IEEE, 2004, 494 pp.

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

69. Kosterev, D.N., Taylor, C.W., Mittelstadt W.A. Model validation for the August 10, 1996 WSCC system outage // IEEE Trans, on Power Systems, Vol. 14, No. 3 , August 1999, pp. 967-979.

70. Kurita A., Sakurai T. The power system failure on July 23, 1987 in Tokyo // Proceedings of the 27th IEEE Conference on Decision and Control, 1988., 7-9 Dec. 1988, Vol. 3, pp. 2093-2097.

71. Lakervi E, Holmes E.J. Electricity distribution network design. IEEpublication. London, UK, 2003. 325 pp.

72. G.Reed, J.Paserba, P.Salavantis. The FACTS on Resolving Transmission Gridlock. IEEE P&E № 2, vol.1, spt./oct. 2003.

73. The Electric Power Outages in the Western United States, July 2-3, 1996. Report to the President of the United States by the Secretary of Energy, August 2, 1996.

74. U.S.-Canada Power System Outage Task Force. Interim Report: Causes of the August 14th Blackout in the United States and Canada, November, 2003.