автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка мероприятий по повышению эффективности функционирования электроэнергетической системы Нигерии

На правах рукописи

^ АДЕГОКЕ О ЛАДИЛО МЕЛОДИ

РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

НИГЕРИИ.

Специальность: 05.14.02 -"Электростанции и электроэнергетические системы"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва, 2005.

Работа выполнена на кафедре «электроэнергетические системы» МОСКОВСКОГО ЭНЕГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (технического университета).

Научный руководитель: кандидат технических наук, профессор

Иадеждин Сергей Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

Скопинцев Владимир Алексеевич кандидат технических наук, Могирев Вадим Владимирович Ведущая организация: Акционерное общество по проектированию

сетевых и энергетических объектов ОАО "РОСЭП".

Защита состоится Июня, 2005 г. в 16 ч. ЗО мин. На

заседании диссертационного совета Д 212.157.03 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 17, аудитория Г - 200.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке МЭИ (ТУ).

Отзывы в двух экземплярах, заверенных печатью, просим присылать по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д.14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан " 2. " Цюнл 2005г. Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157.03 кандидат технических наук, доцент Бердник Е. Г

Ш-ч з АУ^п Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. В настоящее время работа ЭЭС Нигерии неудовлетворительна. В 1999 г. правительством страны была поставлена задача развития ЭЭС Нигерии. Но по сей день нет удовлетворительного эффекта от приложенных усилий, отсутствуют предложения и мероприятия, обоснованные тщательными и необходимыми исследованиями режимов и перспектив развития системы.

Суммарная установленная мощность (Русту) в ЭЭС Нигерии составляет 6,2 ГВт (3 ГЭС с суммарной установленной мощностью 1,94 ГВт и 4 ТЭС на природном газе, мощностью 4,3 ГВт). Этого достаточно для покрытия нагрузки и обеспечивает требуемый резерв до 2005г., но не удается покрыть совмещенный максимум (4,93 ГВт), что свидетельствует о недостаточности пропускной способности (ПС) сети и снижении располагаемой мощности генерирующих установок (ГУ). После 1991 г не было увеличения генерирующей мощности адекватной росту нагрузки. Развитие системы отставало от роста нагрузки, хотя имеются огромные запасы энергоресурсов. Средний ежегодный прирост нагрузки за 30 лет составил 94 МВт. Сегодня электроснабжение осуществляется при систематическом отключении потребителей, нефтяная промышленность, и крупные объекты вынужденно перешли к автономной генерации ЭЭ. Поэтому рост нагрузки ЭЭС Нигерии обусловлен развитием малого бизнеса, торговли, сферы услуг и быта, и его следует считать умеренным. Остро стоит вопрос об обеспечении требуемой ПС ЭЭС Нигерии. Поэтому исследование, направленное на разработку мероприятий по развитию сети и генерирующей мощности, обеспечивающих бесперебойность электроснабжения с учетом перспективного роста нагрузки актуально.

Цели работы следующие:

■ анализ существующего состояния ЭЭС Нигерии, выявление проблем,

препятствующих ее нормальному функциоф

Биь.

■' ■ ■ * > I ■■ иг*Д

ироаашяа;,,.

БИбЛИОТЬн-,, С.Пет*р{ О»

■ прогноз перспективного прироста электропотребления и развития генерирующей мощности системы до 2018г;

■ разработка мероприятий по увеличению ПС сети ЭЭС;

■ исследование апериодической статической устойчивости (СУ) ЭЭС;

■ разработка рекомендации по развитию основной сети и генерирующей мощности ЭЭС Нигерии.

Методы исследования. Исследование проведено с применением ЭВМ. В работе использовались следующие методы: методы математического моделирования ЭЭС; методы расчета установившихся режимов и статической устойчивости сложных энергосистем; экстраполяционные методы теории прогнозирования; сопоставительные анализы эффективности средств и способов развития, основывающиеся на теоретических сведениях; метод многокритериального планирования эксперимента. Научная новизна.

■ Проанализированы нормальные и послеаварийные режимы ЭЭС Нигерии на уровнях 2003, 2008, 2013 и 2018 годов и предложены мероприятия по обеспечению пропускной способности основной сети.

■ Выполнено прогнозирование роста электропотребления в Нигерии до 2018г.

■ Проанализирована экономичность работы системообразующей сети по напряжению и загрузке основных линий электропередачи. Определены наивыгоднейшие напряжения и сечения проводов при перспективном росте нагрузки до 2018 года.

■ Выполнена оценка целесообразности использования напряжения 500 кВ в ЭЭС Нигерии.

■ Впервые проведен мониторинг сроков ввода и вывода генераторов ЭС ЭЭС Нигерии и исследованы перспективы развития её установленной мощности.

■ Сделана оценка объема энергоресурсов Нигерии для дальнейшего развития её энергетики и возможности увеличения мощности электростанций.

■ Оценено влияние на допустимую нагрузку линий ЭЭС Нигерии дополнительного нагрева проводов солнечной радиацией.

Практическая ценность работы. Применяемая методика прогнозирования, разработки мероприятий по развитию сети и генерирующей мощности позволяют получить прогнозные оценки будущих режимов для ЭЭС Нигерии, России и развивающихся стран, имеющих сходную тенденцию потребления ЭЭ и развития.

Апробация результатов работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на 10-й и 11-й международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов, МЭИ, Москва, в 2004 и 2005гг, а также опубликованы в журнале «Вестник МЭИ». Объем и состав работы. Диссертация изложена на 273 страницах, в том числе 136 станиц основного текста (введение, пять глав, заключение), 37 рисунков, 64 таблиц, списка использованной литературы из 111 наименований и 6 приложений на 121 страницах. Объем основных расчетов -76: нормальных и послеаварийных режимов - 54 (из них только 14 выборочных расчетов представленных в упомянутых выше приложениях), других - 22. Исходная схема замещения ЭЭС насчитывает 150 узлов и 171 ветвей. Консультантом первой, второй и третьей глав является доц. Гремяков А. А.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении изложены общие сведения о Нигерии: территория, население, государственное устройство, административно-территориальное деление, природа, климат, краткое описание состояние энергетики и т.д. Описаны структура и содержание глав диссертации.

В первой главе по собранным автором данных о ЭЭС Нигерии выявлено, что электропередача осуществляется на напряжениях 330 кВ (в

основном)и 132 кВ, а распределение ЭЭ-на 33, 11и0,4 кВ. Сеть 330-132 кВ

- основная. Частота 50 ± 4 % Гц. Административные регионы ЭСС и их доли потребления ЭЭ: Лагос (42%), Энугу I и II (25%), Кадуна I и 11(20%), Баучи (8%), Ошогбо (5%). Баучи - фактически часть региона Кадуны II, поэтому они рассматриваются как один. ЭЭС Нигерии автономна.

Суточный график нагрузки своеобразный с вечерним максимумом между 19.00 - 21.00 ч. Минимум (между 11.00 - 15.00 ч) составляет 76% максимума. Максимум годового графика нагрузки наблюдается в декабре-январе, в жаркий сезон, характеризующийся максимальными температурами

- до +40°С на крайнем северо-востоке и до +32 °С на юге. Минимум наблюдается в мае месяце и составляет 90% максимума. График почти ровный и период наступления суточного максимума постоянный в течение года. Эта особенность суточного графика нагрузки ЭЭС Нигерии обусловлена рядом факторов: крупная промышленность составляет 9,7% (нефтяная и другие предпочитают автономную генерацию ЭЭ, т.к. не гарантирована надежность электроснабжения для производственных процессов в ЭЭС Нигерии); средняя и мелкая промышленность составляют 20% (1 ГВт); малый бизнес, учреждения сферы услуг и быт - 70% (3,43 ГВт). Система практически зависит от импортной техники и технологии. 40% населения получают электроснабжение от ЭЭС Нигерии, причем только 10% деревень электрифицировано [отчет 2002г], что составляет 5% максимума нагрузки ЭЭС. Суточный график электропотребления вентиляционными и охлаждающими устройствами, осветительной нагрузки -постоянен, т.к. день и ночь имеют одинаковую длительность и часы их наступления постоянны для всей страны и сезонов. Потребление ЭЭ на душу

- 114 кВт.ч [отчет 2002г]. Тмах = 6466 ч (2003г). Цена ЭЭ Цээ = $0,06.

Исходная схема ЭЭС насчитывает 150 узлов и 171 ветвь и разделяется условно на три части: западную, северную и восточную. В западную часть входят регионы Лагос, Ошогбо и Энугу I. В северную часть - р. Кадуна. В восточную часть - р. Энугу II. Проведены расчеты установившихся режимов

и СУ методом Ньютона по программе «¡300», разработанной на кафедре ЭЭС МЭИ. Выявлено, что расчет режима максимума нагрузки не сходится без введения дополнительных источников реактивной мощности (ИРМ) (3„у треб£ (Одоп.ирм^) = 710 Мвар в 14 узлах нагрузки для поддержания напряжений (110 в допустимой области. В сети перегружены 10 ВЛ 132 кВ на 104 - 147% и трансформаторы на 11 понижающих подстанциях 330 кВ на 107 - 175%. Не достаточна ПС сети. При этом потери ДРС в основной сети составляют 7,4% суммарной расчетной активной мощности потребителей на уровне 132 КВ (Рп.расч.1(132кВ)) ЭЭС.

Теоретически анализ баланса мощностей показывает что, система располагала достаточной активной и реактивной мощностями для покрытия нагрузки в 2003г. Однако, как следует из расчета нормального режима, невозможно передать всю требуемую реактивную мощность от ЭС до потребителей из-за недопустимых перепадов напряжения. На основе выводов первой главы поставлены задачи последующих глав.

В дальнейшем в основном рассмотрена наиболее развитая западная часть ЭЭС. В ней: 63% Р„ Расч хшкв, 88% потерь ЭЭС Нигерии и наибольшая плотность нагрузки (запад/север/восток соответственно 11/2,4/4,0 кВт/км2), семь из перегруженных ВЛ, шесть из подстанций с перегруженными трансформаторами, пять из семи ЭС, в том числе самые мощные. Шестая ЭС (Широро ГЭС) легко входит в схему западной части, т.к. она близка к ней и связана двухцепной ЛЭП 330 кВ с севером, в результате чего вся северная часть ЭЭС Нигерии питается с запада. Северная и восточная части получают питание от западной части ЭЭС по ЛЭП 330 кВ. Поэтому можно заменять их эквивалентными узлами (балансовыми мощностями и напряжением). На разных уровнях режимов балансовые расчетные мощности эквивалентных узлов отсекаемых частей определяются по условию баланса их мощностей.

Особенность климата Нигерии потребовала оценки влияния нагрева проводов ВЛ солнечной радиацией (Жс) на допустимую их нагрузку. По

методике, разработанной на кафедре ЭЭС МЭИ на основе метода многокритериального планирования эксперимента, определены доли перегрева проводов BJI, приходящиеся на солнечную радиацию (Ate) и ток линий (AtR). Выявлено, что при свободной конвекции (скорость ветра v = О м/с) и плотности тока, равной нормированной допустимой плотности тока по нагреву, т.е. J = Jdon (1,9 - 2,9 А/мм2). Wc значительно снижает допустимую нагрузку линий (см. рисЛа). Средний Ate составляет 15,5°С. При v = 2 - 4 м/с, что соответствует условиям Нигерии в солнечный, безоблачный и недождливый день, нагрев солнечной радиацией не оказывает значительного влияния (см. рис.1б). Средний Ate составляет 3,6- 5,2°С.

I 1М

(а) (б)

Рис. 1. Графики перегрева проводов с (1,9 - 2,9 А/мм ) при:

а) V = 0 м/с ;б) V = 4 м/с. - нагрев током.

Во второй главе на основе статистических данных за 30 лет выполнен прогноз роста нагрузки и развития генерирующих мощностей ЭЭС до 2018г. методом наименьших квадратов. Наиболее эффективным из ряда других определен тренд динамики ряда наблюдений с 1984 по 2003г. - методом характеристик прироста. Метод имеет 3 этапа: сглаживания ряда по 5-летней скользящей средней; определения средних приростов; определения ряда производных характеристик прироста. Получен тренд роста нагрузки, математически представляющий собой показательную функцию (1), и логарифмированием (1) - уравнения доверительных интервалов (2):

Р,= 1580,8x1.04', (1) апШоё (1оё Р„+1 ± ^р), (2).

где 8Р = БК - средняя квадратическая ошибка прогноза ; в - средняя квадратическая ошибка тренда; ^ - значение ^статистики Стьюдента с

уровнем доверительной вероятности ß' (табл. данные); K=V(l+l/n+ tLJ )/£t2) - коэффициент учитывающий отклонение от тренда в год tL расчетного периода; п - число наблюдений = 20; t = tL с 2004-2018г; tL - время, для которого делается экстраполяция, т.е. tL = n + L. L=1..15 лет.

В тренд на уровне 2003г. введена заранее запланированная нагрузка (Д) крупных проектов электрификации по всей стране. А составляет 1,47 ГВт = 0,3 o.e. Больше 25% А приходится на потери в сетях 35, 11 и 0,4 кВ. Введение крупных объектов не планируется в ближайшем будущем. Следовательно, не ожидается изменение тренда роста нагрузки. Поэтому, при прогнозировании была исключена нагрузка 2003 года, а прогнозные значения увеличены на Д.

Графики тренда и прогноза роста нагрузки и границ доверительных интервалов при ß' = 0,92 изображены на рис. 4. Показано, что до 2018г ожидается прирост Рпрасчашкв) по оптимистическому, среднему и пессимистическому прогнозам на 69%, 56% и 45% соответственно. Это соответствует 8.3, 7.7 и 7.15 ГВт. Результаты расчета режимов на уровне 2018г. указывают на неизбежную перегрузку 18 линий 132 кВ и 3 линий 330 кВ.

Впервые проведен мониторинг сроков ввода ГУ ЭС и рассчитаны их сроки службы по ежегодным отчислениям на реновацию, составляющим 3,33,5% от капитальных затрат. Следовательно, расчетный срок службы для ГУ составляет 30 лет. Па рис. 2 представлены графики ввода и вывода генерирующих мощностей на ТЭС и ГЭС с 1963 до 2018г. Выявлено, что 89% ГУ выработает свой ресурс до 2018г. Русгу ЭЭС определяется по (3) и с учетом (1) в год t - по (4):

Р ^З^ХМ + ДРсЕ, 1J(1580,8x1,04') - } pt + д

уст1 Кг Кг ^ ГустГ0) ~ -+а \ /

где, Кг — коэффициент, определяющий долю мощности, выдаваемой в сеть электростанциями, по отношению к PVCTv. С учетом мощности резерва, и собственных нужд ЭС для Нигерии принят Кг= 0,8. Графики Русгко и

результирующий график ввода и вывода генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии до 2018 г. представлены на рис.3.

Рис. 2 Графики ввода и вывода суммарных генерирующих мощностей ТЭС и ГЭС ЭЭС Нигерии до 2018г.

1963 196» 1975 19В1 19*7 1»93 199» 2005 2011 2017 —Ж—ТЭС —•— ГЭС годи

——Р1 -——П-рич.

Среди, арогаоз

-Пессмм. прогноз (Р 8,92)

-Оптнм. врогвоз (р «0,92)

-----Ввод РупУ.о.? I

----Вывод Рует£,о.« |

• • - Рею-не Нуст^о-е ира Кг-«,« | -Ррвсп-пол. сх., о.г

1984 1988 1992 199« 2060 2004 2008 2012 201« 2020 голы

Рис.3 График прогноза роста нагрузки и развития генерирующей мощности. Рбазис- = Ргоозг = 4,93 ГВт.

В третьей главе разработаны меры по разгрузке перегруженных ВЛ и трансформаторов и определены сроки их внедрения с учетом роста нагрузки. Исследование проведено на основе результатов расчетов режимов западной части ЭЭС на уровнях временного ряда. По результатам расчетов нормальных режимов выявлено, что введение дополнительных ИРМ сверх исходного не дает желаемого эффекта по разгрузке элементов на всех уровнях (2003,2008,2013 и 2018).

Сооружение новых параллельных линий. Для участка сети Лагоса Икеджа 3. составлена система линейных алгебраических уравнений (СЛАУ) с целью определения матрицы коэффициента распределения (С) задающих токов (Д) узлов нагрузки в ВЛ. Это позволяет определить составляющие токов ВЛ, их доли, и выявить между какими узлами целесообразно сооружать новые параллельные линии. СЛАУ имеет вид:

I = О + УЕ, (5)

Принято, что динамика роста коэффициентов нагрузок (Кн) ВЛ линейна, и Кн в начале и в конце расчетного периода соответствуют минимуму и максимуму, и определены времена ввода (tg^) новых ВЛ по:

Ки, = lit) = M,{t-2003) + К„.цооз, (6)

где Mj - средний прирост К„, в i-ой перегруженной линии. По функции Кн = f(t). W> = t при f(t)> 1.

Для ряда ЛЭП 330 кВ с перспективными реверсными перетоками мощности предложена дополнительная проверка К„ по результатам расчетов режимов на уровнях временного ряда.

Наилучшими мерами по разгрузке ВЛ оказываются сооружения параллельных ВЛ 330 кВ совместно с сооружением новых ЦП 330 кВ; замена на всех ВЛ 132 кВ проводов сечением 100 и 150 мм2 на проводы 250 мм2, т.к. во всех случаях сооружение новых параллельных ВЛ 132 кВ с этими сечениями не дает эффект, либо нецелесообразно на весь расчетный период.

Ввод новых трансформаторов на подстанциях. Определены сроки ввода tBBwra.T трансформаторов и AT i-ой приемной подстанций по показательной функции (7) и по (8):

К„, (t) = а, б,', (7) tBBOOT.r = -logai/log6i, (8)

где а, и б,— неизвестные постоянные. (8) получен из соображения, что Wmi = t при K„.i (t)> 1.

Выведено выражение (9) для определения требуемого дополнительного количества трансформаторов (пдоп или пт) i-ой подстанции в год t с учетом (10)-для определения К„ существующих трансформаторов подстанции (Кн<0)):

(9) KH(0) = S„/ (nST), (10)

где 0,7- требуемый Кн; п - количество существующих трансформаторов; Sp - расчетная мощность подстанции, MBA; ST - номинальная мощность единичного трансформатора или AT, MBA.

Приведена поправка выбора S,, позволяющая минимизировать или обойти потребность в изменении схемы подстанций, требующих увеличение мощности трансформаторов. Делается исключение в случае, когда

трансформаторы с большей мощностью отсутствуют или недоступены. Рекомендуемые мощности дополнительных трансформаторов (STHOMpeKoM.i.) для i-ой подстанции определяются по (11):

^т ном реком i = П, ÎVr .ном исх j / Ярек ■> (п)

где ST.„0M1KX,. - исходная мощность одного трансформатора i-ой подстанции; п( - требуемое количество трансформаторов в i-ой подстанции на весь расчетный период (t); ПреК - рекомендуемое количество трансформаторов мощностью ST ном.ре*ом • ( Пр,.к = 2). Результаты представлены в табл. 1

Анализ послеаварийного режима при отключении наиболее загруженной, ключевой двухцепной линии связи (между р. Лагоса и Энугу) показал, что необходимо сооружение второй цепи другой ключевой связи между р- Ошогбо и Энугу т.к. она перегружается в 1,8 раз. При отказах этих линий возникают значительные дефициты мощности в других регионах.

Оку треб! в нормальных и послеаварийных режимах на уровнях 2003, 2008, 2013 и 2018 годов показаны на рис4. Рекомендовано исследовать освоение сети 500 кВ для улучшения надежности функционирования передачи ЭЭ и возможности скомпенсировать большую Q^ 7реб у зарядной мощностью ТОП 500 кВ (0,9 Мвар/км).

Таблица 1

Рекомендуемые мощности дополнительных трансформаторов и AT (S-г.ном.рскомл. ) для i-ой подстанции

п/ст S,. МПА N twiUI п, Про, Sr mрот-. MBA Ном , МВт МВт ^нзоозТ

Айеде 150 2 2011 4 2 300 225.81

Акангба 150 1 2003 3 2 225 250 151,24 0,30

Акангба 90 4 2003 8 4 180 250 320,37 0,32

Икеджа з. 150 4 2007 6 4 225 250 357,7 0,36

Аджа 150 2 2003 4 2 300 290,37

Эгбнн 150 2 2003 4 2 300 280,31

Ошогбо 90 2 2003 9 2 405 256,95

Джебба 60 1 2003 5 2 150 150 66,89 0,22

Бшищ. 150 2 2011 4 2 300 191.31

Адясаокута 162 3 - 3 74,06

Алвджа 150 3 2003 9 3 450 479,84

Дельта 150 1 2007 2 2 150 150 143.97 0,48

В четвертой главе выполнена оценка запаса статической устойчивости ЭЭС Нигерии в нормальных и послеаварийных режимах до и после внедрения мер по обеспечению ПС, разработанных в третьей главе, а также предельных передаваемых мощностей (Рпр,) по ВЛ. В расчетах приняты

нормативные значения коэффициента запаса по мощности: для

нормального режима - 20%, для послеаварийного - 8%.

В программе «¡300», предельные режимы рассчитываются утяжелением исходного режима. Утяжеление режима осуществляется перераспределением активных мощностей между каждой ЭС и БУ схемы системы при постоянстве выдаваемых мощностей остальных - метод, который применяется для систем, содержащих протяженные или сильно загруженные линии, что соответствует ЭЭС Нигерии. Исследовано 5 траекторий утяжеления режима, т.к. имеются 7 ЭС, но одна (Джебба ГЭС) подключена к ШБМ, а другая Афам ТЭС представлена в эквивалентном узле региона Энугу II.

Анализ результатов на уровне 2003г выявил наиболее тяжелую траекторию утяжеления. Это Дельта ТЭС - ШБМ, и ей соответствует наименьшее значение Кмп, равное 50%. По оценке Р„рЛ и Кза11 сечения данной траектории с двумя ключевыми связями: северная - р. Энугу-Ошогбо (Л39-85) и западная - р. Энугу-Лагос (Л83-85), выявлено, что слабая связь -северная. При исходном послеаварийном режиме, обусловленном выводом ГУ 2x220 МВт на ТЭС Эгбин Лагоса можно увеличить выдаваемую мощность на Дельте ТЭС до 1,32 ГВт. При этом достаточен К^, ЭЭС (24%).

Проведена оценка АСУ ЭЭС Нигерии при внедрении разработанных мер по разгрузке трансформаторов, АТ и ВЛ на уровнях 2003 и 2018г, соответствующих режимам наименьшей и наибольшей нагрузок расчетного периода. Выявлено, что: Острее составляет 320 Мвар и обеспечен достаточный КШ1 на уровне 2003г; на уровне 2018г при 1ре6 равном 3400 Мвар, обеспечен достаточный Кшг (см. рис. 4 и 5). Получается, что установка дополнительных ИРМ не только способствует осуществлению режима на каждом уровне расчетного периода, но и обеспечивает нормативные запасы СУ.

Проведена оценка СУ системы в послеаварийной ситуации, рассмотренной в третьей главе. Выявлено, что при сооружении второй цепи

северной связи (Л39-85) по нагреву обеспечивается достаточный на всех уровнях (см. рис.5). Рекомендованные меры для усиления сети по нагреву способствуют и поддерживают обеспечение нормативного запаса СУ системы.

Таблица 2

Предельные перетоки мощности по л83-85 и л39-85 ЭЭС Нигерии на уровне 2003г при вероятных сценариях утяжеления режима.

СООСОб Активная мощность

утяжеления Исходный режим предельный режим

№ 1 I || 4. 3$ 11 И 11 |1 1 1 ? 1! || || ¿1 и Н |1 Р

1 I 1 1 1 3 •з * 5 I 1 1 1 1 1 I

1 "+ДР" 0 * 116 213 706 8 345 526 353 177 320 405 495 10 752 1996 50,6

2 О б 116 213 706 8 545 526 353 66 201 293 922 9 833 1587 50

3 "-ДР" ЧДР" 88 37 136 756 10 493 526 27 109 203 »40 9 740 1107 1509 42,5

4 "-ЛР" 174 47 54 «07 10 441 527 105 139 7 93 913 10 586 887 1321 24

•исходные режимы 3 и 4 соответствуют послеаварийным режимам,

обусловленным выводам 1 х220 МВт и 2x220 МВт ГУ на Эгбин ТЭС.

Рис. 4 Графики Оку.треб 2 в нормальных и послеаварийных режимах до и после внедрения мер по разгрузке перегруженных элементов на уровнях 2003,2008, 2013 и 2018гг.

Рис. 5 Кип- нормальных установившихся режимов после внедрения мер по усилению сети.

В пятой главе проведена оценка дефицитов или избытков мощностей регионов (Рдеф/изед.,) ЭЭС Нигерии на уровнях 2003, 2008, 2013 и 2018г. на базе существующих генерирующих мощностей региона (Рует <о> ¡) с учетом суммарной мощности выработавших свои ресурсы ГУ (Руст юное го т)> оперативного резерва (Роп.рез 0 и собственных нужд ЭС региона (Рсн.тсО) 0 в год t Рдеф/юед! определяется по уравнению:

Рдеф/избО) 1 = Руст (0) 1 ~ Руст.износ (ф " Рн.(1) 1 * Роп.рсз М1 " Рсн эф) 1 (12)

Графики Рдаф/щад, изображены на рис.6. Рс„£ ->с = 4% Руст2, Ропрс, = 15,2% Рга1. PCHj_ эс + Роп.рсз ~ 25% суммарной эквивалентной нагрузки системы (PHv).Выявлено, что, вся система дефицитна. Средний темп роста дефицита составляет 0,57 ГВт/ год.

*

Рис.6. Рдеф/изед., регионов

ЭЭС Нигерии при перспективном приросте нагрузки и учете вывода ГУ

Оценены запасы энергоресурсов Нигерии и их энергоемкости.

Выявлено, что крупный гидропотенциал составляет 10 ГВт; малый гидропотенциал - 0,7 ГВт; природный газ - 4293 млрд. м3 (1,65x10й кВт.ч); уголь - 2,7 млрд. тонн (8,44х1012 кВт.ч). Нефть не используется в качестве энергоресурса. Приближенное распределение этих энергоресурсов по регионам ЭЭС Нигерии следующее: 60% гидропотенциала находится в регионе Кадуны, а 40% - в регионе Энугу. Нефть, природный газ и уголь находятся в регионе Энугу.

Проведена оценка сроков достаточности (t)p) природного газа и угля в зависимости от средней генерируемой мощности системы (Рср). t^ определяется по выражению:

t,.P. = W/(Рср* 8760), (13)

где W - запас энергоресурса в кВт.ч.

График tjp= f(Pcp) показан на рис.7. Выявлено, что топливная база достаточна для развития генерирующих мощностей системы на более чем 200 лет при Рср. до 30 ГВт. Следовательно, на перспективу 15 лет производство ЭЭ будет ориентироваться на природный газ, т.к. срок сооружения крупной ГЭС составит 10-15 лет, а требуется срочное развитие Русг^ ЭЭС. На ТЭС можно установить крупные ГУ (111 У и ГТУ) за 2 года. Поэтому целесообразен ввод

новых ГУ на ТЭС до 2018г. и незамедлительное строительство крупных ГЭС, чтобы дополнить генерирующую мощность ЭЭС через 10-15 лет. Целесообразна замена устаревших ГУ большими на 20 - 30% мощностями, что дает возможность использовать те же площадки. Получится график Русф.п/з, изображенный на рис. 8. На рис. 8 также приведен график фактического развития Pycrvt ЭЭС до 2018г. с применением, например, ГУ 220 МВт - самая мощная ГУ на существующих ТЭС ЭЭС.

Рис. 7 График срока достаточности газа и угля при разных Рср.

> п Гв> —•— Ftp. I"Bt (тг*я»)

Рис. 8 Прогноз роста нагрузки, фактического развития генерирующей мощности ЭЭС (с Р°тэс = 220 МВт).

Исследована возможность и целесообразность развития ТЭС в дефицитных по природному газу регионах с транспортировкой газа по газопроводам. Для этого определены дефициты или избытки мощности регионов на уровне 2018г. на основе расчетов нормального режимов и баланса активной мощности после замены устаревших ГУ ЭС. По условиям наличия или сооружения газопровода выявлено, что возможно перспективное развитие ТЭС в регионе Лагоса в расчетном периоде, а в регионе Ошогбо и Кадуна - за расчетным периодом. Запасы воды в названных регионах есть.

i среди прогноз натру ки |

i

оасснм прогноз иагруэп (при Р* 0,92) 1 ОПТИМ прогноз BVpyiW (при 0^2) , -----мод PyerJ> е

_ . _ . воод Руст^о* ^

развитие PycrJ/i е прв Кг*<i¿ i

располагаема мощность (2003-2004rj ]

среди пропюзвагрузис |

Исследовано освоение новой ступени напряжения - 500 кВ. Для этого проанализирована экономичность работы существующих линий связи 330 кВ по параметрам экономической плотности тока (] ж) и напряжению (изк) на период до 2018г. на базе результатов расчетов нормальных режимов. Принята Зэк=1,0 [А/мм2] (при Тмах>5000ч). Критерии оценки экономичности по сечению провода - j <ь,с иэк (кВ) рассчитано по эмпирической формуле В. А. Илларионова:

и« = 1000 /(500/Ь + 2500/Р)1Д , (14)

где Ь - длина передачи, км; Р - передаваемая мощность (на одну цепь), МВт. Учитывая, что иэк < 1,Ш„омисх. Выявлено, что сечение провода 2х 350 мм2 ЛЭП 330 кВ не является экономическим для ряда связей. ином 330 кВ не является наивыгоднейшим для л47-49 (см. таб.2) после 2008г., а для остальных ЛЭП - после 2013г. После 2013г. ожидается перегрузка Л39-47(трехцепной) и Л47-49, что устраняется с переводом ЛЭП на 500 кВ. С переводом всех ЛЭП 330 кВ на 500 кВ наивыгоднейшее сечение - 3x500 мм2. Отметим, что одноцепные ТОП в западной части ЭЭС соединены в кольцо, и нет необходимости сооружения их вторых цепей, кроме Л39-85, что рекомендовано в третьей главе.

Проанализированы режимы на уровнях 2003г. и 2018г.. По значениям параметров режимов на уровне 2018г. в табл. 3 показаны преимущества перевода ЛЭП 330 кВ на 500 кВ: Олоп.ирь£ снижена на 69%; К,а„ по СУ достигает 162%; АРсу составляет 4 % от Р„ раСч £ (снизилась на 54 %) и т.д. До перевода ЛЭП на 500 кВ 54 - 59% потерь приходятся на сети 330 кВ, а после перевода - только 31 - 49%. и, лежат в допустимых пределах.

Проанализированы перетоки мощности по ЛЭП 330 кВ (см. рис.9). Выявлено, что перетоки мощности по ЛЭП до и после перевода ЛЭП 330 кВ на 500 кВ на всех временных уровнях аналогичны. Разница в том, что передаваемые мощности сравнительно меньше при ЛЭП 500 кВ благодаря снижению потерь.

Исследованы перетоки мощности в сети с ЛЭП 500 кВ на уровне 2018 г. при отключении самой крупной ТЭС Эгбин (р. Лагос). 0аОП ирм^ составит до 1,3 Гвар. При этом обеспечен требуемый запас СУ системы и ПС ВЛ по нагреву, что не имело бы места до перевода ЛЭП на 500 кВ (см. рис.9).

Исследована достаточность ПС ЛЭП 330 кВ в случае обеспечения балансирующей мощности ЭЭС развитием ТЭС региона Энугу на последующие 10-15 лет (пока строятся ГЭС). Исследование сделано на основе расчетов предельных режимов по СУ, выполненных в главе 4. За генерирующий узел балансовой мощности системы принят узел - 91 (Дельта ТЭС). В табл. 4 представлены значения пределов мощностей линий и системы по СУ (Р^, Рщкд сист )> К™ по СУ, мощности на ШБМ/БУ (РнГ)ал).

Таблица 3.

Параметры режима на уровне 2018г. для западной части ЭЭС

цадюстщкв р * гея» МВт ДРс маг Ос Мвар Кщв % МВт Одоинрм расч) Мвар Оооп реактор расч 500 жв) Мвар Обу, Мвар (Ъс.Мвдр

330 8555,38 702,48 1450,5 120,99 2341,2 2204,3 0 1052,9 3840

500 8142,88 322,36 3496,1 282,87 4056,2 692 0 -230 776

Выигрыш «не 412,5 -380,12 2045,6 161,88 1715 •1512,2 0 -1282,4 -3063,83

Выигрыш* -5 -54 141 134 73 -69 -122 -80

Примечание: «-» - снижение; иначе - увеличение.

Таблица 4

Параметры предельных режимов на уровнях 2003,2008,2013,2018 гт.

уровень, г ТЭС лэп

мощность, МВт р™

дельта рщллсист- Дпрсд. системы кцпл ВСХОД. Опюгбо-Лагос Ошогбо-Лагос Лагос-Бенин Бенин- онитча Ошогбо-Бсшш Ошогбо-Каауна джебба- кадупа

Л39-38 Л39-83 л83-85 Л85-90 Л39-85 Л39-47 Л47-49

2003 1059,4 1686,9 627,5 -476,3 59,2 95,46 227,96 978,95 9,6 880,3 849,47 538,89

2008 1059,4 1885,6 826,2 346.1 78,0 31,6 118,84 1012,7 130,95 781,8 492 719,2

2013 ¡059,4 1993,6 934,2 1259,5 88,2 190,73 26,61 1008,31 274,94 5% 40,85 932,32

2018 1059,4 3016,8 1957,4 3291,7 184,8 440,97 211,11 1325,64 594,61 573,6 625,6 1401,02

Таким образом, выявлено, что: 1) с увеличением Одоп ирм £ системы обеспечен достаточный К^ до 2008 г; 2) Л83-85 и л47-49 перегружены после 2013 г. Следует их перевести на 500 кВ; 3) при обеспечении балансовой мощности системы на ТЭС региона Энугу (Дельта) требуемая ПС основной сети обеспечивается после внедрения рекомендаций по усилению сети.

Рекомендации: 1) Срочно развивать ТЭС для покрытия дефицитов мощности ЭЭС. 2) Развивать малые ГЭС во всех регионах, где есть гидроресурсы. 3) Обеспечить реконструкцию и техническое перевооружение действующих ГЭС и ТЭС. 4) Начать сооружение новых крупных ГЭС, чтобы дополнить генерирующую мощность ТЭС после 2013г. 5) Начать освоение напряжения 500 кВ с 2013г.

(г) 00

Рис. 9 перетоки активной мощности между регионами ЭЭС: а, б, в и г - в

нормальном режиме при ЛЭП 330 кВ на уровнях 2003, 2008,2013,2018 гг.

соответственно; д - при ТОП 500 кВ при полной потери генерирующей мощности ТЭС Эгбин (р. Лагоса) на уровне 2018г.

* В числителе - Ртреб.х региона, а в знаменателе - Руст

Основные результаты диссертационной работы следующие:

1. Проведенным анализом существующего состояния ЭЭС Нигерии выявлены основные недостатки состояния ЭЭС Нигерии и задачи её развития: неадекватная ПС сети для передачи совмещенного максимума нагрузки, перегрузка ряда линий и трансформаторов.

2. По прогнозированному росту нагрузки ожидается средний прирост нагрузки ЭЭС к 2018г. на 56%.

20 $111 7

3. Разработаны мероприятия по обег"""""""л Т1П ™ 0П15 установка дополнительных ИРМ; а линий; развитие сети 330 кВ с пере во,

4. По мониторингу сроков ввода и в ресурса ГУ ЭС ЭЭС Нигерии: все ГУ до 2020 года.

5. Получен рост дефицита мощности Средний рост дефицита мощности ЭЭС Нигерии составляет 0,57 ГВт/г.

6. Получены оценки достаточности энергоресурсов: воды, природного газа и угля. Выявлено, что достаточна топливная база для развития ТЭС на 200 лет и более.

7. Сформулированы рекомендации по развитию генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии и освоению напряжении 500 кВ до 2018 года.

РНБ Русский фонд

2.00Z-4 £274

Основные результаты диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Мелоди А.О, Гремяков A.A. Проблемы развития электроэнергетики Нигерии до 2020г. X Межд. научно-техн. конф. студ. и асп.: Тез. Докл.

- Том 3. М.: МЭИ, 2004. - С. 241.

2. Мелоди А.О., Надеждин С.В. Перспективы развития электроэнергетики Нигерии до 2018г. XI Межд. научно-техн. конф. студ. и асп.: Тез. Докл.

- Том 3. М.: МЭИ, 2005. - С.289.

3. Мелоди А.О., Надеждин С.В. Оценка статической устойчивости и пропускной способности системообразующей сети Нигерии на уровне 2003, 2008,2013 и 2018г. XI Межд. научно-техн. конф. студ. и асп.: Тез. Докл. - Том 3. М.: МЭИ, 2005. - С. 290.

4. Надеждин С.В., Мелоди А.О. Электроэнергетика Нигерии. Анализ

состояния и перспективы развития до 2018г. Часть 1: развитие

генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии // Вестник МЭИ, 2005, № 2. -

С. 79-87. „

Подписано в печать 3cS-Cb Зак. ¿01 Тир. f00 П.л. I Полиграфический центр МЭИ (ТУ) Красноказарменная ул., д. 13

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО ПОЛОЖЕНИЯ В ЭЭС

НИГЕРИИ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Общая характеристика ЭЭС Нигерии.

1.2 Потребление электроэнергии в ЭЭС Нигерии.

1.3 Качество электроэнергии в ЭЭС Нигерии.

1.4 Анализ нормальных режимов работы ЭЭС Нигерии на расчетных уровнях.

1.4.1 Общие положения.

1.4.2 Режим наибольших нагрузок.

1.5 Составление и анализ баланса мощностей.

1.5.1 Общие положения.

1.5.2 Баланс активной мощности.

1.5.3 Баланс реактивной мощности.

1.5.4 Анализ результатов составления баланса мощностей.

1.6 Выводы.

1.7 Постановка задачи исследования.

1.8 Упрощение исходной схемы системы.

1.9 Баланс мощностей упрощенной схемы ЭСС Нигерии после введения дополнительных ИРМ.

ГЛАВА 2. ДОЛГОСРОЧНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РОСТА НАГРУЗКИ В ЭЭС НИГЕРИИ (ДО 2018 г).

2.1 Общие положения.

2.2 Выбор формы кривой (тренда) роста нагрузки.

2.3 Анализ перспективного прогноза нагрузки на 15 лет (до 2018г.).

2.3.1 Анализ для общей схемы ЭЭС Нигерии.

2.3.2 Исследование нормального установившегося режима на уровне 2018г по упрощенной схеме - для западной части системы

2.4 Исследование достаточности существующего резерва активной мощности при прогнозируемом приросте нагрузки.

2.5 Учет износа существующего оборудования генерации.

2.6 Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ЭЭС НИГЕРИИ.

3.1 Общие положения.

3.1.1 Способы улучшения пропускной способности сети высшего напряжения.

3.1.2 Обеспечение пропускной способности ЭЭС для западной части Нигерии.

3.2 Разгрузка перегруженных линий ЭЭС Нигерии.

3.2.1 Разгрузка линий введением дополнительных ИРМ.

3.2.2 Разгрузка линий сооружением новых параллельных линий.

3.2.3 Анализ результатов расчета.

3.2.4 Исследование загрузок разгружаемых линий 132 кВ при их переводе на напряжение 220 кВ.

3.2.5 Исследование эффекта сооружения других ЦП (подстанций 330/132 кВ) на нагрузку перегруженных линий.

3.2.6 Определение времени ввода новых линий до 2018г.

3.3 Мероприятия по увеличению пропускной способности понижающих подстанций 330 кВ ЭЭС Нигерии до 2018г.

3.4 Исследование пропускной способности сети в послеаварийном режиме ЭЭС Нигерии.

3.5. Разработка мероприятия по разгрузке перегруженной линии 330 кВ

Л39-85 после отключения Л 83-85.

3.6 Выводы по третьей главе.

3.7 Резюме рекомендаций по увеличению пропускной способности питающей сети ЭЭС Нигерии до 2018г.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ АПЕРИОДИЧЕСКОЙ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ (АСУ) ЭЭС НИГЕРИИ.

4.1 Общие положения.

4.2 Исследование апериодической статической устойчивости существующей ЭЭС Нигерии после установки дополнительных ИРМ.

4.2.1 Утяжеление нормального режима ЭЭС Нигерии на уровне

2003г.

4.2.2 Исследование предельных перетоков мощности по л83-85 и Л39-85 ЭЭС Нигерии на уровне 2003 г.

4.3 Оценка апериодической статической устойчивости ЭЭС Нигерии при внедрении дополнительных мероприятий по усилению сети.

4.4 Выводы по четвертой главе.

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО РАЗВИТИЮ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НИГЕРИИ НА ПЕРИОД ДО 2018 ГОДА.

5.1 Развитие генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии.

5.1.1 Оценка дефицитов или избытков мощностей регионов (Рдеф/избл) ЭЭС Нигерии на уровнях на период до 2018 г на базе существующих генерирующих мощностей системы с учетом износа оборудования.

5.1.2 Запасы энергоресурсов и их распределение по регионам ЭЭС Нигерии.

5.1.3 Оценка сроков достаточности невозобновляемых энергоресурсов в зависимости от средней генерируемой мощности системы.

5.1.4 Анализ результатов оценок энергоресурсов.

5.1.5 Рекомендации по повышению генерирующей мощности ЭЭС Нигерии и выбору мощностей единичных генераторов.

5.1.6 Оценка срока ввода и вывода, реконструкции и сооружения новых источников питания (ЭС).

5.1.7 О возможностях и целесообразности сооружения ТЭС (с ПГТ/ГТУ) в дефицитных по топливу регионах.

5.1.8 Рекомендации по развитию генерирующих мощностей ЭЭС

Нигерии до 2018г.

5.2 Развитие основной сети ЭЭС Нигерии.

5.2.1 общие положения.

5.2.2 Оценка экономичной работы существующих системообразующих связей 330 кВ по напряжению и сечению, на период до 2018г.

5.2.3 Исследование перевода системообразующих линий 330 кВ на следующую ступень напряжения - 500 кВ.

5.2.3.1 Расчетные характеристики ЛЭП 500 кВ.

5.2.3.2 Исследование нормального режима при полном переводе всех линий 330 кВ на 500 кВ на уровне

2003 г.

5.2.3.3 Исследование установившихся режимов на уровне

2018г.

5.2.3.4 Оценка выгодности сечения проводов 3x350 мм2 системообразующих связей 500 кВ по параметру j3K.

5.2.4 Анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС, когда системообразующие ЛЭП сооружены на напряжении

330 кВ.

5.2.5 Анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС, когда системообразующие ЛЭП сооружены на напряжении

500 кВ.

5.2.6 Общий анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС Нигерии, когда системообразующие связи исполнены номинальными напряжениями ЗООкВ и 500кВ.

5.2.7 Исследование перетоков мощности в системообразующих ЛЭП 500 кВ при дефиците мощности в регионе Лагоса, обусловленным аварийным отключением блоков генераторов на уровне 2018г.

5.2.8 Оценка достаточности пропускной способности системообразующих связей 330 кВ в случае обеспечения балансовой установленной мощности системы развитием ТЭС региона Энугу.

5.2.9 Рекомендации по повышению надежности основной сети ЭЭС Нигерии в целом при разработке мер по увеличению её пропускной способности.

Краткие сведения о Нигерии. Федеративная Республика Нигерия -государство в Западной Африке. Граничит с Нигером, Бенином, Камеруном, Республикой Чад. Площадь 923,8 тыс. км2. Крупнейшая страна Африки по численности населения (133,88 млн. человек, 2003 г). Плотность населения 144,9 чел./км . Городское население 39%. Столица Абуджа. Главный город и фактическая столица — Лагос, другие крупные города: Кано, Ибадан, Кадуна, Порт-Харткорт. Административно-территориальное деление — 30 штатов и 1 федеральная территория Абуджа.

Этнический состав: свыше 250 народностей и групп, наиболее многочисленные: фулани и хауса 29%, йоруба 21%, ибо 18%, иджо 10%, ибибио 3,5%, тив 2,5%, бини и др. Около 50% верующих — мусульмане, 40% — христиане (в основном протестанты), 10% - придерживаются традиционных верований. Государственный язык — английский. С юга страна омывается Гвинейским заливом, на северо-востоке выходит к берегам озера Чад. Река Нигер с притоком Бенуэ как бы делит территорию страны на две части: к югу от их долин большая часть территории занята Приморской равниной, к северу простираются невысокие плоскогорья. Приморская равнина образована наносами рек и тянется на сотни километров с запада на восток. К северу местность постепенно повышается и переходит в ступенчатые плато (Иоруба, Уди, Джое и др.) с высотами в центральной части до 2042 м (пик Фогель на плато Шебши) и многочисленными скалами. На северо-западе плато переходят в равнину Сокото (бассейн одноименной реки), а на северо-востоке — в равнину Борну [7].

Климат на всей территории Нигерии экваториальный, муссонный. Дождливый сезон - с апреля по октябрь, температура редко превышает 32°С. Влажность очень высока. Наибольшее количество осадков (до 4000 мм в год) выпадает в дельте, на крайнем северо-востоке — всего 500 мм. Сухой сезон — с ноября до марта, температура часто превышает 38-40°С. Самый сухой период — зима, когда с северо-востока дует ветер харматтан, приносящий дневной зной и резкие суточные перепады температур. Для Нигерии характерны и саванны и тропические леса.

Экономика Нигерии базируется на нефтедобывающей промышленности и сельском хозяйстве. Несмотря на то, что страна находится на 13-м месте в мире по объемам добычи нефти, ее ВНП на душу населения составляет 310 долл. (1999). Сельское хозяйство дает до двух пятых ВВП и в нем занято до 50% экономически активного населения. Какао, каучук и ядра пальмового ореха — единственные экспортные культуры. Собственное производство недостаточно для быстро растущего населения (2,5% в год) и Нигерия является импортером продовольствия, особенно зерна. Страна располагает необходимым потенциалом для развития лесной промышленности, восьмая часть страны покрыта лесами. Обрабатывающая промышленность мелкосерийная. Функционируют сборочные линии завода «Пежо». При помощи СССР был построен металлургический комбинат в Аджаокуте, который в настоящее время не функционирует. Денежная единица — найра ($0,008). Национальный праздник — 1 октября (День независимости).

Состояние ЭЭС Нигерии сегодня. Административно-хозяйственным управлением, отвечающим за производство, передачу и распределение электроэнергии в Нигерии является National Electric Power Authority (NEPA). «NEPA» создано в 1972 г и принадлежит правительству Нигерии полностью. Попытки приватизировать некоторые секторы ЭЭС Нигерии были не успешны из-за общественного сопротивления, неуверенности в целесообразности такого решения правительства и не состоялись.

В настоящее время установленная мощность в ЭЭС Нигерии составляет 6,2 ГВт (3 ГЭС с суммарной установленной мощностью 1,94 ГВт и 4 ТЭС с 4,3 ГВт на природном газе.). Установленная мощность достаточна для покрытия нагрузки и обеспечения резерва на уровнях 20032005гг, но не удается на практике покрыть совмещенный максимум (4,93 ГВт), что свидетельствует о недостаточной пропускной способности сети и снижения располагаемой мощности генерирующих установок (ГУ). После 91-ого года не было увеличения генерирующей мощности, адекватной росту нагрузки ЭЭС страны. Развитие системы отставало от роста нагрузки. Средний ежегодный рост нагрузки за 30 лет составил 94 МВт. Вследствие этого сеть потеряла способность передать больше 2,5 ГВт [NEPA технический отчет, 2000г] потребителям, и огромное количество промышленных, коммерческих и жилых учреждений вынуждено перешло на автономную генерацию электроэнергии дизельными генераторами. Поэтому рост потребления электроэнергии в настоящее время обусловлен развитием малого бизнеса, торговли, сферы услуг и быта, и его следует считать умеренным.

Однако режим электроснабжения осуществляется при отключении потребителей, что не удовлетворяет потребителей любой категории. Таким образом, состояние ЭЭС Нигерии сегодня — большее препятствие развитию страны. Поэтому любое исследование, направленное на разработку мероприятий по увеличению надежности и пропускной способности сети, удовлетворяющей всем требованиям ЭЭС Нигерии актуально. Необходимым, что, очевидно, является долгосрочное прогнозирование роста нагрузки системы.

В связи с тем, что в 90-ых годах не было введено новых генерирующих мощностей, возникает необходимость исследования рабочего срока существующих ГУ и возможности их увеличения.

Решением данной проблемы могут оказаться следующие мероприятия: компенсация реактивной мощности сети; увеличение сечения проводов; сооружение новых линий; замена трансформаторов и AT; перевод сети на высшее напряжение. Цели работы следующее: анализ существующего состояния ЭЭС Нигерии, выявление проблем, препятствующих ее нормальному функционированию; прогноз перспективного прироста электропотребления и развития генерирующей мощности системы до 2018г; разработка мероприятий по увеличению пропускной способности сети ЭЭС; исследование апериодической статической устойчивости (АСУ) ЭЭС; разработка рекомендации по развитию основной сети и генерирующей мощности ЭЭС Нигерии.

Методы исследования.

Исследование проведено с применением ЭВМ. В работе использовались следующие методы: методы математического моделирования ЭЭС; методы расчета установившихся режимов и статической устойчивости сложных энергосистем; экстраполяционные методы теории прогнозирования; сопоставительные анализы эффективности средств и способов развития, основывающиеся на теоретических сведениях; метод многокритериального планирования эксперимента. Научная новизна.

Проанализированы нормальные и послеаварийные установившиеся режимы ЭЭС Нигерии на уровнях 2003, 2008, 2013 и 2018 годов и предложены мероприятия по обеспечению пропускной способности основной сети.

Выполнено прогнозирование роста электропотребления в Нигерии с 2003 до 2018г.

Проанализирована экономичность работы системообразующей сети по напряжению и сечению проводов. Определены наивыгоднейшие напряжения и сечения проводов при перспективном росте нагрузки до 2018 года.

Выполнена оценка целесообразности использования сети 500 кВ в ЭЭС Нигерии.

Впервые проведен мониторинг сроков ввода и вывода генераторов ЭС ЭЭС Нигерии и исследованы перспективы развития её установленной мощности.

Получена оценка достаточности резервов энергоресурсов Нигерии для дальнейшего развития её энергетики в зависимости от средней потребляемой мощности ЭЭС.

Получена оценка влияния на допустимую нагрузку линий ЭЭС Нигерии нагрева проводов солнечной радиацией.

Практическая ценность работы. Применяемая методика прогнозирования, разработки мероприятий по развитию сети и генерирующей мощности позволяют получить прогнозные оценки будущих режимов для ЭЭС Нигерии, России и развивающихся стран, имеющих сходную тенденцию потребления ЭЭ и развития.

Апробация результатов работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на 10-й и 11-й международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов, МЭИ, Москва, в 2004 и 2005гг, а также опубликованы в журнале «Вестник МЭИ» 2005. № 2.

Объем и состав работы. Диссертация изложена на 273 страницах, в том числе 136 основного текста (введение, пять глав, заключение), 37 рисунков, 64 таблиц, список использованной литературы из 111 наименований и 6 приложений на 121 страницах. Объем основных расчетов — 76: нормальных и послеаварийных режимов - 54 (из них только 14 выборочных расчетов представленных в упомянутых выше приложениях), других — 22. Исходная схема замещения ЭЭС насчитывает 150 узлов и 171 ветвей. Консультантом первой по третьей главе является доц. Гремяков А. А.

В первой главе «Анализ существующего положения в ЭЭС Нигерии и постановка задачи исследования» приводятся характеристики элементов, графики электропотребления ЭЭС Нигерии и дан анализ результатов исследования установившихся режимов на расчетном уровне, вследствие которых постановлены дополнительные задачи исследования. Во второй главе «Долгосрочное прогнозирование роста нагрузки и развития генерирующей мощности в ЭЭС Нигерии на период до 2018 г» на основе ретроспективных статистических данных выполнен прогноз электропотребления в ЭЭС Нигерии до 2018г. Исследуются режимы, состояния элементов и требуемой генерирующей мощности системы на уровнях прогнозов.

В третьей главе « Разработка мероприятий по увеличению пропускной способности электрической сети ЭЭС Нигерии» проводится исследование целесообразных мер по обеспечению по условиям надежности требуемой пропускной способности сети, и определение времен их внедрения в ЭЭС Нигерии.

В четвертой главе «Исследование апериодической статической устойчивости ЭЭС Нигерии» выполняется оценка статической устойчивости ЭЭС Нигерии нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов до и после внедрения мер по обеспечению пропускной способности, разработанных в третьей главе, а также предельных мощностей системообразующих связей. Запасы устойчивости проверяются по нормативным значениям.

В пятой главе «Разработка рекомендаций по развитию электроэнергетики Нигерии на период до 2018 г» выполняются оценки энергоресурсов Нигерии и определяются дефицитные регионы по активной мощности в ЭЭС с 2003 по 2018г. Разработаны рекомендации путей и направлений развития генерирующих мощностей и основной сети ЭЭС Нигерии на период до 2018г.

В заключении сформулированы выводы и предложения по результатам проведенных исследований.

4.4 Выводы по четвертой главе Проанализировав результатов расчетов АСУ ЭЭС Нигерии можно сделать следующие выводы:

1) ЭЭС Нигерии, до внедрения рекомендованных (в третьей главе) мероприятий по увеличению пропускной способности, обладает достаточным запасом АСУ (это обусловлено предварительным введением дополнительных ИРМ. См. главу 1).

2) Существуют достаточные запасы пропускных способностей ЛЭП по устойчивости в рассматриваемом сечении самой тяжелой траектории утяжеления (Дельта ТЭС - БУ). При необходимости разгружать ТЭС Эгбин Лагоса на 33% примерно (соответствует выводу 2 ГУ) можно увеличить выдаваемую мощность на Дельте ТЭС до 1321 МВт и при этом обеспечивается нормативный коэффициент запаса АСУ системы.

3) Внедрение мероприятий по усилению сети только увеличивает пропускную способность линий и системы в целом по условию АСУ. Следовательно, рекомендованные меры по обеспечению пропускной способности по нагреву удовлетворяют нормативным требованиям по АСУ.

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НИГЕРИИ НА ПЕРИОД ДО 2018 ГОДА

5.1 Развитие генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии 5.1.1 Оценка дефицитов или избытков мощностей регионов (Рдеф/нзб.|) ЭЭС Нигерии на уровнях на период до 2018 г на базе существующих генерирующих мощностей регионов системы с учетом износа оборудования.

Определяется достаточность генерирующих мощностей (PycT.i) ЭЭС Нигерии по величине Рдеф/Изб.1 каждого региона на уровнях 2003, 2008, 2013 и 2018 г на основе результатов прогноза прироста нагрузки (гл.2), значений существующих генерирующих мощностей региона (PycT.(0).i) с учетом суммарной мощности выработавших свои ресурсы генерирующих установок (ГУ) (Русг. H3Hoc.(t).i)» оперативного резерва (Роп.рез.(ол) и собственных нужд ЭС региона (PCH.3c(t).i) в год t. Рдеф/Изб(1)л определяется по уравнению:

Рдеф/изб0).1 — Руст.(0)Л " Pycr.H3H0c.(t).i ~ Pn.(t).i ~ Pon.pe3.(t).i ~ PcH.3c(t).i (5.1)

Полученные результаты представлены в таблице 5.1 и графически на рис. 5.1 (избытка - «+», дефицит - «-»). РСН£эс = 4% РуСТ£, Р0п.рез.= 15,2% Руст1.(см. таблицу 1.2 и подраздел 2.5). РСН£эс + Роп.рез ~ 25% суммарной эквивалентной нагрузки системы (Рнх).

Анализ результатов по графикам рис.3 показывает, что: регионы Энугу и Кадуны избыточные, а остальные - дефицитные на уровне 2003 г; В общем, вся система дефицитная; в период с 2003-2008 г общий дефицит возрастает до 2,9 ГВт; до 2018 г - 8,6 ГВт. Средний темп прироста дефицита составляет 573 МВт в год. Для обеспечения баланса мощности системы, необходимо отключать 19% мощности потребителей на уровне 2003г и 58% — на уровне 2008г. Положение чрезвычайно.

1. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 1996.

2. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 1997.

3. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 1998.

4. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 1999.

5. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 2000.

6. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 2002.

7. Нигерия // Большая энциклопедия Киррила и Мефодия 2004.

8. Developing power and energy projects in Delta State. By Tom O. Amioku (Honorable commissioner of power and energy, Delta State of Nigeria), A paper presented at the З"' world energy summit and exhibition at Lagos. 2002.

9. News and Information: NEPA News // official Web Site of the National Electric Power Authority (NEPA) Nigeria: nepanigeria.org. ©nepa 2001.

10. Infrastructure: Generation stations // official Web Site of the National Electric Power Authority (NEPA) Nigeria: nepanigeria.org. ©nepa 2001.

11. Infrastructure: Transmission Network // official Web Site of the National Electric Power Authority (NEPA) Nigeria: nepanigeria.org. ©nepa 2001.

12. Infrastructure: Communication Network // official Web Site of the National Electric Power Authority (NEPA) Nigeria: nepanigeria.org. ©nepa 2001.

13. Нигерийская энергетическая комиссия. 1998г.

14. Электрические системы. Электрический сети:/ Под ред. В,А, Веникова, В.А.Сроева.-М.:Высщая школа, 1998.

15. Справочник по проектированию развития электроэнергетических систем. / Под ред. С,С, Рокотяна и И,М Шапиро.- 3-е издание., перераб. И доп. М.: Энергоатомиздат, 1985.

16. Картащев И.И. Качество электроэнергии в системах электроснабжения. Способы его контроля и обеспечения. М.: Изд-во МЭИ, 2001.

17. Электротехнический справочник: в 4 т. Т.З. Производство, передача и распределение электроэнергии./ Под ред. Герасимова и др.-8-е изд.,-М.: Издательство МЭИ

18. Автоматизация диспертческого управления в энергетике./ Под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семенова .М: Изд-во МЭИ, 2000.

19. Венцель Е.С. Теория вероятностей : Учеб. Для вузов. — 7-е изд. Стер. — М.: Высш. Шк., 2001.

20. Чертикин Е. М. Статистические методы прогнозирования. Изд. 2-е, перераб. И доп. М., «Статистика», 1977.

21. Уорсинг А., Геффнер Дж. Методы обработки экспериментальных данных. Перевод с англ. - М.: Издательство иностранной литературы, 1953.

22. Линник Ю. В. Метод наименьших квадратов и основы теории обработки наблюдений. - М.: Физматгиз, 1962.

23. Астахов Ю. Н. И др. прогнозирование развития сложных систем. — М.: изд. МЭИ, 1985.

24. Веников В. А., Солдаткина Л. А., и др. Особенности прогнозирования при анализе развития электроэнергетических систем. — М.: высшая школа, 1977.

25. Веников В. А. Теория подобия и моделирования. 2-е изд. — М. Высшая школа, 1976.

26. Электрические системы. Математические задачи электроэнергетики:/ Под ред. В.А. Веникова - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. Школа, 1981.

27. Горбунова Л. М., Мортной М. Г., Рабинович Р. С , Совалов А., Экспериментальные исследования режимов энергосистем. - М .: Энергоатомиздат, 1985.

28. Окин А. А., Семенов В. А. Противоаварийное управление в ЕЭС России / Под ред. А. Ф. Дьячкова. - М.: Издательство МЭИ, 1996. -156 с : ил. - ( Серия «Электроэнергетика. Подготовка персонала»).

29. Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы: Сб. научн. тр. / Под ред. И. В. Якимца, М. Ш. Мисриханова, В. А. Шуина. - М.: Энергоатомиздат, 2002. - 520 с.

30. Волков Э. П., Баринов В. А., Маневич А. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. - М.: энергоатомиздат, 2001. -432 с., ил. 18.

31. Поспелов Г. Е., Нгуен Бак Фук. Взгляд на прогнозирование развития электроэнергетики в развываюшихся странах // изв. вузов -Энергетика, 1999, № 6 С 9 - 14.

32. Анисимова Н.Д., Шелухина Т.И. Исследование статической устойчивости предельных по мощности режимов электрических систем.// Иэв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973, IST 1, с. 54-65.

33. Веников В.А., Строев В.А., Идельчик В.И., Тарасов В.И. Оценка статической устойчивости электрических систем на основе решения уравнений установившегося режима.// Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1971, № 5, с. 54-65.

34. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высш. Шк., 1978.415 с.

35. Строев В.А., Филиппова Н.Г., Шелухина Т.И. Расчеты на ПЭВМ переходных режимов сложных регулируемых электроэнергетических систем. М.: Издательство МЭИ, 1998.

36. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высш. Шк., 1985.

37. Шелухина Т.И. Расчёты на ЭВМ нормальных и предельных по мощности установившихся режимов сложных энергосистем. М.: Издательство МЭИ, 1989.

38. Мельников Н. А. и др. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330-500 кВ. Под общ. Ред. Рокотяна. Изд. 2-е, перераб. И доп. М., «Энергия », 1974.

39. Лаврентьев В.М., Седунов В.Н., Шевченко А. Т. Основы формирования объединений электроэнергетических систем - М.: Энергоатомиздат, 19998,144с.

40. Lotufo А. D. Р., Minussi R. Electric Power Systems Load Forecasting: A Survey. Paper BPT99-028-25 accepted for presentation at the IEEE Power Tech '99 Conference, Budapest, Hungary, Aug 29 Sept 2, 1999.

41. Обоскалов В. П. Вероятностное эквивалентирование в задачах надежности электроэнергетических систем. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Новосибирск 1999.

42. Никитин О. ЛЭП 500 кВ - непростая линия. Ежемесячная газета «Энергия ». Спецвыпуск, ноябрь 1998г.

43. Зуев Э. Н. Определение экономической плотности тока на базе критерия минимума дисконтированных затрат // вестник МЭИ. 2000. №3 .0 . 59 -61 .

44. Назмеев Ю. Г. Лавыгин В. М. Теплообменные аппараты ТЭС. Учеб. пособие для ВУЗов. — М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с : 117 ил.

45. Быстрийский Г. Ф. Основы энергетики: учебник. - М.: ИНФРА - М, 2005. — (Высшее образование).

46. Веников В.А. и др. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах / В.А. Веников, В. И. Идельчик, М. Лисеев, - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 216 с , ил.

47. Веников В. Д., Журавлев В. Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. 2-е издание, Москва Энергоатомиздат 1990

48. Железко Ю. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. - М.: Энергоатомиздат, 1981.

49. Перспективы развития электроэнергетики стран ближнего Востока и Африки // Мировая электроэнергетика. 1996. № 1. 11 — 13.

50. Васильев В. А., Баринов В. А. Перспективы развития Тюменской энергосистемы // Электрические станции. 2001. № 3. 2 - 11.

51. Макензи Джейсон. Проблемы повышения мощности электростанций //Мировая электроэнергетика. 1996. № 1. 14— 18.

52. Юнтке Альфред. Интегрирование система байпасов высокого и низкого давления улучшает работу в циклическом режиме// Мировая электроэнергетика. 1996. № 1. 24 - 26.

53. Слотер Эндрю. Перспективы развития газовой теплоэнергетики // Мировая электроэнергетика. 1996. № 1. 38 — 40.

54. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций: учебное пособие / В. Цанев, В. Д. Буров, Н. Дорофеев и др.; под ред. В. В. Чижова. — М.: Издательство МЭИ, 2000. - 72 с.

55. Гидроэнергетика/ В. И. Обрезков, Н. К. Малинин, Л. А. Кароль и др.; Под ред. В. И. Обрпезкова. М.: Энергоиздат, 1981.

56. Старшинов В. А., Пойдо А. И., Пираторов М. В. Электрическая часть гидроэлектростанций: Учебное пособие. — М.: издательство МЭИ, 2003.-160с.

57. Технико-экономические характеристики малой гидроэнергетики (справочные материалы): Методическое пособие/ В. И. Виссарионов, Н. К. Малинин, Г. В. Дерюгина и др. — М.: Издательство МЭИ, 2001. -120 с.

58. Гидроэнергетика: учебник для вузов / А. Ю. Александровский, М. И. Кнеллер, Д. Н. Коробова и др. ; Под ред. В. И. Обрезкова. - 2-е изд., перераб, и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1988. -512 с : ил.

59. Кучеров Ю. И., Купченко В. А., Демкин В. В. О ресурсе энергетических объектов // Электрические станции. 2001. №11. 9 — 22.

60. Ремезов А. Н., Хоменок Л. А., Куличихин В. В. Предложение по реконструкции энергоблока 1200 МВт с целью совершенствования его характеристик и продления ресурса работы // Электрические станции. 2001.№11.С.22-27.

61. Цанев В., Буров В. д., Зауер А. Повышение экономичности энергетических установок электростанций // Электрические станции. 2001.№12.С.2-7.

62. Дьяков А. Ф., Попырин Л. С, Фаворский О. Н. Перспективные направления применения газотурбинных установок в энергетике России. - Теплотехника, 1997, № 2 .

63. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.

64. Штромберг Ю. Ю., Понасечкин А., Копсов А. Я. Повреждаемость теплоэнергетических блоков мощностью 300 МВт // Электрические станции. 2000. № 3. 16 - 18.

65. Канцедалов В. Г., Берлявский Г. П., Зепко В. Ф., Поливанов В. И. Новые аспекты в теории и практике надежности энергооборудования ТЭС, вырабатывающего физический ресурс // Электрические станции. 2000.№З.С.5-15.

66. Кощеев Л. А., Шлайфштеин В. А. Область рационального применения линий электропередачи высших классов напряжения переменного и постоянного тока в ЕЭС России // Электрические станции. 2001. №11. 32-40.

67. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986.

68. Правило устройства электроустановок/ Минтопэнерго РФ. - б.е изд. М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.

69. Дьяков А. Ф., Окин А. А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообъединениями. М.: изд-во МЭИ, 1996.

70. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — 4-с изд. М.: Энергоатомиздат, 1989.

71. Электрическая часть станций и подстанций/ под ред. А. А. Васильева. -2-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1990.

72. Rao S., Parulecar В. В. Energy Technology. Nonconventional, Renewable and conventional. — З*^*^ edition Delhi: Khanna publishers, 1999. Reprinted 2002.

73. Weedy B. M. Electric Power systems. — З*^** edition Rev. John Wiley and Sons Ltd, 1987.

74. William D. Stephenson jr. Elements of Power System Analysis. - 10 ed. McGraw-Hill Elecnrical Engr. series pp 193-203.

75. Веников В. A., Рыжов Ю. П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока: Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1985.

76. Дальние электропередачи в примерах / под ред. Ю. П. Рыжова. М.: Изд-во МЭИ, 1994.

77. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях / Под ред. В. А. Строева. М.: Высшая школа, 1999.

78. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. - М.: Высш. Шк., 1970. - 472 с.

79. Куликов Ю. А. Переходные процессы в электрических системах: Учеб. Пособие. — Новосибирск: НГТУ, М.: Мир: ООО «Издательство ACT», 2003.-283 с.

80. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989.

81. Дальние электропередачи в примерах. Г. К. Зарудский, Е. В.. Путятин, Ю. П. Рыжова. - М.: Изд-во МЭИ, 19994. - 88 с.

82. Воропай Н. И., Труфанов В. В., Селифанов В. В., Шевелева Г. И. К анализу эффективности единой электроэнергетической системы России // Электричество. 2000. № 5. 2 - 9.

83. Александров Г. И. Передача электрической энергии на дальние расстояния // Электричество. 2000. № 5. 8 - 15.

84. Эквивалентирование электрических систем. Старошук Л. В. / Под ред. А. А. Унарокова. - М.: МЭИ, 1987. - 44 с.

85. Кибернетические модели электрических систем: учеб. Пособие для вузов. / В. А. Веников, О. А. Суханов - М.: Энергоиздат, 1982. - 328с.

86. Гусейнов Ф. Г. упрощение электрических систем при расчетах. — М.: Энергия, 1978.-242 с.

87. Гамм А. 3. Развитие методов анализа установившихся режимов электроэнергетических систем в институте систем энергетики им. Л. А. Мелентьева // Электричество. 2000. № 11. 10 - 16.

88. Гамм А. 3., Голуб И. И. Наблюдаемость электроэнергетических систем. -М. : наука, 1990.

89. Потребич А. А. Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем // Электрические станции. 2001. № 5. 34 - 36.

90. Железко Ю. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989.

91. Сапожников Ф. В. Опыт строительства тепловых электростанций и предложения по развитию теплоэнергетики // Электрические станции. 2002.№11.С.7-10.

92. Салихов А. А., Фаткуллин Р. М. Экологические аспекты внедрения газотурбинных технологий в Башкирэнерго // Электрические станции. 2002.№7.С.15-19.

93. Чемоданов В. И. Бобылева И. В., Челнокова Н. Г., Соколова Н. Ю. Развитие генерирующих мощностей ЕЭС России и условия топливообеспечения электростанций в период до 2020 г. // Электрические станции. 2002. № 6. 38 - 46.

94. Глазунов А. А., Гремяков А. А., Строев В. А. Оптимизация распределения реактивной мощности в электрических сетях системы электроснабжения. М: изд. МЭИ, 1985.

95. Оценка статистической устойчивости электрических систем на основе решения уравнений установившегося режима / В. А. Веников, В. А. Строев, В. И. Идельчик, В. И. Тарасов // изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1971. № 5. 18 - 23.

96. Вольфберг Д.Б. Современное состояние и перспективы развития энергетики мира // Теплоэнергетика, 1999. № 8. 5-12.

97. Мелоди А.О, Гремяков А.А. Проблемы развития электроэнергетики Нигерии до 2020г. X Межд. научно-техн. конф. студ. и асп.: Тез. Докл. - Том 3. М.: МЭИ, 2004. - 241.