автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Регулирование частоты и обменной мощности в объединенной энергосистеме

На правах рукописи

РИШАГ Хуссейн Тани

РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ОБМЕННОЙ МОЩНОСТИ В ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические

системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2005

Работа выполнена на кафедре «Электрические станции и автоматизация

энергетических систем» в ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет».

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Павлов Геннадий Михайлович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Смоловик Сергей Владимирович кандидат технических наук, доцент Шмурьев Валентин Яковлевич

Ведущая организация:

РАО «ЕЭС России», центр подготовки кадров (СЗФ АО «ГВЦ Энергетики»)

Защита состоится

<?» **РсЛЛ2005 г. в

часов на заседании

диссертационного совета К 212.229.02 в ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет» по адресу: 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29, в ауд. 325 главного здания.

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет».

Автореферат разослан " " Р I '2005 г. Ученый секретарь

диссертационного совета К 212.229,02 кандидат технических наук

Попов М.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований. Проблема регулирования частоты возникла с самого начала развития электроэнергетики. Это связано с ростом единичной мощности агрегатов и увеличением протяженности линий электропередач.

В решении этих вопросов важную роль играет регулирование частоты и обменной мощности. Система автоматического регулирования частоты и обменной мощности (САРЧМ) является одной из главных функций системы оперативно-диспетчерского управления. Создание объединенных энергосистем тесно связано с решением вопросов регулирования межсистемных перетоков. Частота является основным качественным показателем электрической энергии. Для удовлетворительной работы потребителей требуется поддержание частоты на заданном уровне. При отклонении частоты изменяется нагрузка агрегатов станций и изменяется распределение нагрузки между станциями системы.

Особо остро проблема проявляется в объединенных энергосистемах. Межсистемные линии передачи являются "слабыми" связями, пропускная способность которых лежит в пределах 5-10% от установленной мощности энергосистемы. В таком случае колебания нагрузки в энергосистеме в диапазоне ±1% могут привести к большим отклонениям обменной мощности и привести к нарушению устойчивости на межсистемной ЛЭП. Вот почему при создании объединенных энергосистем (ОЭС) допустимое отклонение частоты уменьшают до ±0,1 Гц.

Процесс интеграции энергетических систем продолжается вплоть до настоящего времени. Созданы межгосударственные энергообъединения нескольких стран Европы, ставится вопрос о параллельной работе на переменном токе Единой Энергосистемы (ЕЭС) России с объединенной системой стран Западной Европы. В этой связи ставится задача регулирования частоты в России в пределах 50 ± 0,05 Гц.

Цель диссертационной работы - разработать математическую модель объединенной энергосистемы и на её основе провести исследование переходных процессов при регулировании частоты и обменной мощности. Сформулировать рекомендации по улучшению характеристик системы автоматического регулирования частоты и обменной мощности сверхмощных энергообъединений.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем.

1. Разработана математическая модель энергосистемы и её элементов -турбины с регулятором частоты вращения, генератора, нагрузки и других элементов структурной схемы.

2. Объединенная энергосистема создана из двух энергосистем, соединенных межсистемной линий передачи. Для моделирования объединенной энергосистемы на ЭВМ использованы программы Matlab и Simulink, позволяющие ставить задачу на ЭВМ по структурной схеме объекта. Для этой цели все элементы объекта -регулятор, турбина и генератор - введены в ЭВМ в виде передаточных функций.

3. Модель энергообъединения на ЭВМ позволяет исследовать переходные процессы при возмущениях в любой точке структурной схемы.

Практическая ценность и внедрение результатов работы.

На ЭВМ создана модель первичного и вторичного регулирования. Это позволяет проводить исследования регулирования частоты и обменной мощности по любому закону управления этими величинами. Окончательный выбор закона управления осуществляется с учетом технических возможностей изменения обменной мощности. Из-за инерционности элементов структурной схемы регулирования первичный и тем более вторичный регуляторы практически не оказывают влияния на начальную стадию переходного процесса.

Разработаны предложения по внедрению «встречного» воздействия на энергосистему в виде импульсного отключения нагрузки (ИОН) или воздействия на регулятор частоты вращения через электрогидравлическую приставку (ЭГП) турбины. Эффективность такого воздействия показана на осциллограммах переходных процессов.

Апробация работы и публикации. Основные результаты работы изложены в 2 печатных изданиях.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 94 наименований. Обший объем работы 143 страниц, включая 42 рисунка.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы исследования, сформулированы цель и совокупность задач диссертационной работы, основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе дан обзор развития систем автоматического регулирования частоты и обменной мощности. Описана проблема регулирования частоты в ОЭС, связанная с ростом единичной мощности агрегатов и увеличением протяженности линий электропередачи. Рассматривается влияние длительной работы с пониженной частотной на энергосистему, динамика снижения частоты при колебаниях нагрузки в энергосистеме. Колебания нагрузки могут привести к большим отклонениям обменной мощности и привести к нарушению устойчивости на межсистемной ЛЭП.

Во второй главе построена математическая модель турбо и гидрогенератора, работающего на энергосистему, разработана математическая модель генератора, описывается структурная схема энергосистемы (рис.1), приведены передаточные функции элементов регулятора частоты вращения паровой, гидравлической турбины и энергосистемы.

Рис. 1. Структурная схема управления энергосистемой.

Схема управления агрегатом замкнута - фактическое значение частоты f подается на вход регулятора, где сравнивается с заданным значением Отклонение воздействует на регулятор агрегата.

В третьей главе показано, что в объединенной энергосистеме необходимо регулировать не только частоту, но и обменную мощность по межсистемной линии передачи. При этом закон регулирования должен формироваться как

- коэффициенты усиления по частоте и обменной

3

мощности. Подобный закон регулирования называют регулированием частоты со статизмом по обменной мощности. Регулирование заканчивается, когда ДГ = 0 и АР^ = 0 . Достоинством метода является то, что вторичное регулирование можно настроить так, что в действие приходят только регуляторы системы, где возникло изменение нагрузки. К недостатку метода следует отнести необходимость каналов связи для изменения обменной мощности. Частным вариантом регулирования частоты и обменной мощности является метод раздельного регулирования - в объединенной энергосистеме (Единой Энергосистеме России) выделяется станция, которая регулирует частоту Д/ = 0. Все другие станции энергообъединения регулируют обменные мощности Динамика

регулирования по этому способу получается хуже, чем при регулировании со статизмом по обменной мощности. Но в силу простоты метода он получил широкое применение. Метод регулирования раскрывает закономерность распределения нагрузки между станциями в установившемся режиме. Большой интерес представляет динамика регулирования. Этой проблеме уделяется недостаточное внимание. Этот пробел восполняется исследованиями в главе 4.

В четвертой главе диссертации проведены исследования переходного процесса в энергосистеме на математической модели, созданной в программе Simulink на ЭВМ с учетом действия АРЧМ при колебаниях нагрузки в энергосистеме. Возмущение прикладывается в заданной точке структурной схемы модели. При этом регистрируется выходной сигнал этого блока, имитирующий изменение частоты и обменной мощности на ЛЭП.

Математические модели обеспечивают быстрый переход от решения одной задачи к другой, легко позволяя провести регулирование параметров исследуемой системы в сравнительно широких пределах. На ЭВМ реализованы исследования влияния изменения этих параметров на переходный процесс. Результаты этих исследований приведены в четвертой главе диссертации. Главные из них приведены в автореферате.

На примере энергообъединения из тепловых электростанций на рис.2 показаны осциллограммы переходного процесса: частота первой ЭС ^(1:), второй и обменная мощность Дадим краткое пояснение к этим

осциллограммам. Возмущение приложено к первой энергосистеме. Поэтому частота этой системы быстро снижается сначала по экспоненте, а затем идет колебательный переходный процесс до установившегося значения. Несколько

иначе протекает процесс снижения частоты во второй энергосистеме. Для первой энергосистемы обменная мощность будет иметь знак дополнительной генерации. Эта же мощность является дополнительной нагрузкой для второй системы. Этот процесс идет с запаздыванием. Вот почему снижение частоты во второй энергосистеме вначале идет с некоторой задержкой. В установившемся режиме действием первичного регулятора частоты ^ и f2 выравниваются.

Процесс изменения обменной мощности также носит колебательный характер. В установившемся режиме изменение нагрузки делится

поровну между двумя энергосистемами, поэтому - установившаяся

обменная мощность - составляет 1,5 %.

Пусть ЛРН1 = 3%, а АРобмуст = 1,5%. Если пропускная способность межсистемной линии передач составляет всего то в относительных

единицах к установленной мощности ЛЭП отклонение составит

Учтем колебательность переходного процесса . Тогда для

максимального отклонения обменной мощности получим от

мощности межсистемной ЛЭП. Если до возмущения линия была достаточно загружена, то изменение обменной мощности на может привести к потере

динамической устойчивости. Перейдем теперь к регулятору «частота-мощность» при включении вторичных регуляторов. Осциллограммы для

этого случая показаны на рис.2б.

Однако, вторичное регулирование практически не влияет на начальный характер переходного процесса.

Рассмотрим смешанные энергообъединения - одна из энергосистем состоит из тепловых электростанций, другая - полностью состоит из гидростанций. Структурная схема математической модели остается прежней. Следует заменить лишь передаточные функции турбогенератора и первичного регулятора частоты вращения. Для гидротурбины передаточная функция была получена в виде

\У(р)= -т-р+]

0,5Т„р + 1

В регуляторе гидроагрегата используется комбинированная обратная связь с -----

^ Т'Д-Г •

Методика проведения эксперимента на модели остается прежней - на входе энергосистемы создается возмущение ДРН, в переходном режиме фиксируется величина ^(Ч), и Р^).

Рис.2. Переходные процессы в энергообъединении а) при отсутствии и б) наличии вторичного регулирования.

Первый эксперимент проведен при возмущении гидроэнергосистемы. Результаты эксперимента показаны на рис.3.

входе

Рош,%

О 20 40 60 1 ' 0 .Я 40 ВО' 0 20 40 ЯП с

(б)

Рис.3. Осциллограммы переходного процесса в смешанной гидро/тепло энергосистеме Нагрузка ДРН приложена на входе гидроэнергосистемы при отсутствии а) и наличии б) вторичного регулирования

На рис.4 представлены осциллограммы РобмСО при возмущении АРн=3% в первой энергосистеме и разном статизме Таким образом, статизм

характеристики ДР) определяется величиной коэффициента усиления - чем больше Кр,;Г, тем меньше статизм 8

Увеличение К^ сначала уменьшает запас устойчивости, а затем приводит к нарушению устойчивости. Осциллограммы получены при отсутствии вторичного регулятора При статизме процесс идет со значительным

перерегулированием - толчок нагрузки приводит почти к двойному и выше (по отношению к Р„<;ч уст) значению броска обменной мощности, что свидетельствует о трудностях снижения перерегулирования за счет первичного регулятора. Бросок обменной мощности снижается при то система

автоматического регулирования становится неустойчивой. Получить общесистемный статизм практически невозможно

Примечательно то, что ни первичный регулятор, ни тем более вторичный, не успевают сколько-нибудь заметно повлиять на начальный характер переходного процесса Очевидно, необходимы нетрадиционные способы

демпфирования колебаний обменной мощности, такие, как импульсное отключение нагрузки и аварийное снижение генерации на ТЭС за счет импульсного воздействия через ЭГП на регулятор частоты вращения турбины. Проблема демпфирования колебания обменной мощности становится весьма

актуальной для ЕЭС России в связи с предполагаемой параллельной работой с энергосистемами Западной Европы.

Рис.4. Переходные процессы Р0бмО) при возмущении в первой энергосистеме без вторичного регулирования и разном статизме

Импульсное отключение нагрузки это вынужденное решение по стабилизации величины обменной мощности на межсистемных линиях передачи. Идея демпфирования обменной мощности за счет нагрузки очень простая - в случае возникновения толчка нагрузки в энергосистеме производят отключения потребителей с целью компенсации первоначального возмущения. Если отключить потребителей в тот же момент, когда возникает дополнительная нагрузка, то произойдет полная компенсация воздействия и никаких последствий для обменной мощности на межсистемной линии передачи не возникнет. При задержке компенсационного воздействия возникнут определенные последствия, поэтому быстродействие отключения потребителей является одним из главных показателей противоаварийной автоматики. Цель отключения нагрузки - снизить максимальное

отклонение обменной мощности Робч „^. Для выявления возмущения и отключения

нагрузки требуется время

поэтому демпфирующее воздействие по

отключению нагрузки на ДРн производится с запаздыванием на тот. Очевидно, что при тОГ1СГ!=0 произойдет полная компенсация возмущения. На моделях произведены эксперименты с разными значениями г0ТЮ1, равными 0,1;0,2;0,3;0,4 с. Осциллограммы переходного процесса представлены на рис.5. На осциллограммах видно положительное влияние отключения нагрузки. Чем меньше титп тем значительнее эффект воздействия на нагрузку.

После прохождения Робмтах нагрузку следует включить заново в момент времени поскольку дальнейшее течение процесса не приводит к

перегрузке межсистемной ЛЭП. Таким образом производится импульсное отключение нагрузки с момента тот|ш до гвкл . Время отключенного состояния потребителя составит Осциллограммы переходного

процесса Ро6м (!) при действии импульсной разгрузки показаны на рис.6. Для всех осциллограмм время отключения нагрузки составляет Готю,. =0,2 с. Повторно нагрузку следует включать в зоне максимального снижения обменной мощности, т. е. при тет~ 0,8 - 1,0 с. Если включение нагрузки задержать, например сделать *"вкл = 4 - 5 с, то к этому времени основной переходный процесс РобМ (1:), вызванный аварийным возмущением в энергосистеме и импульсным отключением нагрузки, практически закончится. Импульсное повторное включение нагрузки воспримется как новое возмущение, что отражено на осциллограмме рис.66. Для снижения этого негативного явления рекомендуется включение нагрузки производить постепенно, как это показано на рис.бв.

Обычное устройство изменения уставки регулятора частоты вращения является медленно действующим устройством и предназначено для изменения

10

мощности турбины (турбоагрегата) с малыми скоростями, удовлетворяющими ведение нормального режима. Механизм изменения числа оборотов (МИЧО) содержит в своем составе интегрирующий элемент. Электроприставка ЭГП обеспечивает быстрое введение информации на входе регулятора частоты вращения, обеспечивая тем самым достаточно быстрое снижение мощности турбоагрегата. Схема регулирования частоты вращения с подключенной приставкой ЭГП и так называемые импульсные характеристики агрегата представлены на рис.7.

За счет приставки ЭГП управляющее воздействие на регулятор подается сразу на золотник. Воздействие подается в виде импульса (см.рис.7б), регулируется ширина импульса (обычно t=0,2c) и его интенсивность. Обычно демонстрируют интенсивность импульсов в виде неравномерности В первом приближении у = Б, где S-статизм характеристики агрегата. Подъем характеристики на величину одного статизма приводит к увеличению мощности ДР,=1,0. Характеристики 1 и 2 сняты при импульсном воздействии в 2 и 4 неравномерности. Характеристики 1 и 2 возвращаются к своему исходному положению. Характеристика 3 снимается при одновременном воздействии на ЭГП и МИЧО.

Рг, %

(б)

Рис.7. Схема регулятора частоты вращения с приставкой ЭГП (а) и импульсные характеристики турбоагрегата (б).

Эксперимент с действием на ЭГП представлен на рис.8, когда толчок нагрузки произведен в системе А. Противоаварийная автоматика через ЭГП действует на агрегат энергосистемы В. Произведен эксперимент с равными интенсивностями импульсивной разгрузки. На осциллограммах рис.8, представлены лишь некоторые из полученных осциллограмм, наглядно демонстрирующих положительное действие на обменную мощность аварийной нагрузки турбоагрегатов.

выводы

В рамках поставленной цели диссертационной работы разработана математическая модель объединенной энергосистемы и на её основе проведено исследование переходных процессов при регулировании частоты и обменной мощности. Сформулированы рекомендации по улучшению характеристик системы автоматического регулирования частоты и обменной мощности сверхмощных энергообъединений.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи.

1. Произведен обзор проблемы поддержания частоты на заданном уровне и демпфирование колебаний обменной мощности. Выявлено влияние отклонений частоты и величины обменной мощности на работу как объединенной энергосистемы (ОЭС), так и потребителей электроэнергии. При высоких значениях обменной мощности происходит потеря устойчивости между параллельно работающими энергообъединениями. Особо остро проблема проявляется в объединенных энергосистемах. Межсистемные линии передачи являются "слабыми" связями, пропускная способность которых лежит в пределах 5-10% от установленной мощности энергосистемы. В таком случае колебания нагрузки в энергосистеме в диапазоне ±1,0% могут привести к большим отклонениям обменной мощности и привести к нарушению устойчивости на межсистемной ЛЭП. Вот почему при создании объединенных энергосистем (ОЭС) допустимое отклонение частоты уменьшают до ± 0,1 Гц. Процесс интеграции энергетических систем продолжается вплоть до настоящего времени, Созданы межгосударственные энергообъединения нескольких стран Европы, ставится вопрос о параллельной работе на переменном токе Единой Энергосистемы России (ЕЭС) с объединенной системой стран Западной Европы. В этой связи ставится задача регулирования частоты в России в пределах 50 ± 0,05 Гц. Новая постановка проблемы выдвигает необходимость проведения дальнейших исследований в этой области и, в первую очередь, исследований динамики регулирования частоты и обменной мощности в сверхмощных энергообъединениях.

2. Для анализа переходных процессов разработана математическая модель турбо- и гидроагрегатов и энергосистемы. Данная модель реализована в программе 81ши1тк среды программирования МяНяЪ, что позволяет исследовать

переходные процессы при возмущениях в любой точке структурной схемы, то есть исследовать динамику изменения частоты и обменной мощности при изменении нагрузки для различных законов регулирования. Кроме изменения нагрузки системы рассматривается возмущение - изменение уставок первичного и вторичного регуляторов, их коэффициентов усиления и т.д. На ЭВМ создана модель вторичного регулирования. Это позволяет проводить исследования регулирования частоты и обменной мощности по любому закону управления этими величинами. Окончательно выбор закона управления осуществляется с учетом технических возможностей измерения обменной мощности.

3. Сделан вывод, что в объединенной энергосистеме необходимо регулировать не только частоту, но и обменную мощность по межсистемной линии передачи. При этом закон регулирования частоты должен осуществляться со статизмом по обменной мощности:

где К; и КР - коэффициенты усиления по частоте и обменной мощности. Регулирование заканчивается, когда Л/ = 0 и ДРоСм = 0. Достоинством метода является то, что вторичное регулирование можно настроить так, что в действие приходят только регуляторы системы, где возникло изменение нагрузки. К недостатку метода следует отнести необходимость каналов связи для измерения обменной мощности.

Частным случаем регулирования частоты и обменной мощности является метод раздельного регулирования, когда в объединенной энергосистеме выделяет станция, которая регулирует частоту Все другие станции

энергообъединения регулируют обменные мощности Динамика

регулирования но этому способу получается хуже, чем при регулировании со статизмом по обменной мощности. Но в силу простоты метода он также рекомендован к использованию.

4. В расчетной практике недостаточное внимание уделяется проблеме динамики регулирования частоты и обменной мощности. В связи с этим на математической модели объединенной энергосистемы, состоящей из двух энергосистем, соединенных одной межсистемной ЛЭГТ, выполнены следующие эксперименты:

а) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС без вторичного регулирования;

б) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС при наличии вторичного регулирования;

в) анализ влияния статизма первичного регулятора на характер и длительность переходного процесса f(t) и Ровм(0;

г) анализ влияния коэффициентов усиления вторичного регулятора на процессы f(t) и Po6M(t);

д) анализ влияния места приложения нагрузки (возмущения) в смешанных энергосистемах на характер переходного процесса рассматривается возмущение в энергосистеме, состоящей из ТЭС и ГЭС.

При этом исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. По результатам перечисленных экспериментов сделаны следующие выводы.

5. Переходный процесс f(t) и P(,6M(t) носит колебательный характер. За счет этого возможны значительные броски обменной мощности относительно ее установившегося значения. Эти броски могут составлять почти двойное значение. Доказано, что ни первичный регулятор, ни тем более вторичный, не успевают сколько-нибудь заметно повлиять на начальный характер переходного процесса

Робм (t).

Отсюда следует, что для ограничения бросков обменной мощности в начальной стадии переходного процесса необходимо применять нестандартные способы воздействия на энергосистему:

а) воздействие на первичный регулятор частоты вращения через электрогидравлическую приставку (ЭТИ);

б) импульсное отключение нагрузки (ИОН).

6. Проведены исследования переходного процесса при воздействии противоаварийной автоматики на турбину через ЭГП или отключение нагрузки. Показана эффективность подобной автоматики, что позволяет рекомендовать ЭГП и ИОН к практическому применению.

Как показал анализ переходных процессов, первостепенное значение имеет быстродействие автоматики через ЭГП и ИОН.

7. Повторное включение нагрузки после ИОН должно носить постепенный характер. В последнем случае колебания обменной мощности получаются ниже, а сам переходный процесс заканчивается быстрее, чем при мгновенном включении.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1) Ришаг X. Т. Регулирование частоты и обменной мощности в объединенных энергосистемах / Ришаг X. Т., Павлов Г. М. // Материалы XXXII межвузовской научно- технической конференции. Часть П. - СПб. : Изд-во СПбГПУ, 2004. -С. 33.

2) Ришаг X. Т. Демпфирование колебаний обменной мощности / Ришаг X. Т., Павлов Г. М. // Материалы XXXIII межвузовской научно-технической конференции. Часть II.- СПб. : Изд-во СПбГПУ, 2005. - С. 9-10.

Подписано в печать 20(?5 формат 60x84/16 Печать офсетная Уч. печ л ¿0 Тираж /С& . Заказ

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором, в типографии Издательства Политехнического университета. 195251, Санкт-Петербург, Политехническая, 29

С"}- M

440

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА ПЕРВАЯ. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ (АРЧМ).

1.1.Назначение автоматического регулирования частоты и активной мощности

АРЧМ).

1.2.Влияние длительной работы с пониженной частотой и повышенной обменной мощностью в ЭС.

1.3.Устойчивость межсистемных электропередач и автоматическое регулирование перетоков мощности.

1.3.1.0бщая характеристика слабых межсистемных электропередач.

1.3.2. Устойчивость слабых межсистемных электропередач.

1.3.3.Нерегулярные колебания мощности межсистемных электропередач.

1.3.4. Устойчивость объединенных систем с несколькими слабыми связями.

1.4. Основные требования к системам автоматизации регулирования частоты и обменной мощности (АРЧМ).

1.5. Динамика снижения частоты в объединенной энергосистеме при дефиците генерации.

1.6. Обзор развития российских автоматических регуляторов частоты и обменной мощности. 1.7. Обзор развития зарубежных автоматических регуляторов частоты и обменной мощности.

1.8. Постановка вопроса.

1.9. Выводы по первой главе.

ГЛАВА ВТОРАЯ. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ОБЪЕДИНЕННОЙЭНЕРГОСИСТЕМЫ.

2.1. Методы моделирования.

2.2. Структурная схема САР.

2.3. Структурная и принципиальная схемы регулятора частоты вращения.

2.4. Моделирование элементов регулятора частоты вращения.

2.4.1. Уравнение центробежного маятника.

2.4.2. Уравнение золотника.

2.4.3. Уравнение сервомотора.

2.4.4. Уравнение обратной связи.

2.5. Математическое моделирование турбины.

2.6.Моделирование генератора.

2.6.1.Общее уравнение генератора.

2.6.2.Передаточная функция генератора, работающего в режиме холостого хода.

2.6.3 .Передаточная функция генератора, работающего на выделенную нагрузку.

2.6.4. Работа генератора в энергосистеме.

2.7. Математическое моделирование энергосистемы.

2.8. Моделирование энергообъединения.

2.9. Вторичное регулирование в энергообъединении.

2.10. Выводы по второй главе.

ГЛАВА ТРЕТЬЯ. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И ОБМЕННОЙ

МОЩНОСТИ В ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ.

3.1 Особенность регулирования частоты в объединенных энергосистемах.

3.2. Астатическая и статическая характеристика.

3.3.Распределение нагрузки между агрегатами.

3.4. Первичное и вторичное регулирование.

3.5. Раздельное регулирование частоты и обменной мощности.

3.6.Регулирование частоты с блокировкой по обменной мощности.

3.7.Регулирование частоты со статизмом по обменной мощности.

3.8.Регулирование частоты и обменной мощности в ЕЭС России.

3.9.Выводы по третьей главе.

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ. ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ НА МОДЕЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ЭВМ ПРИ ДЕЙСТВИИ

АРЧМ.

4.1. Постановка задачи исследования.

4.2. Система математического моделирования MATLAB.

4.3. Методика проведения исследований на ЭВМ.

4.4. Регулирование частоты и обменной мощности.

4.4.1. Энергообъединение из тепловых электростанций.

4.4.2.Смешанные энергообъединения.

4.5. Влияние статизма на процесс регулирования.

4.6. Статизм первичного регулятора и энергосистемы в целом.

4.7.Современные проблемы регулирования частоты и мощности в объединенных энергетических системах.

4.8. Демпфирование колебаний обменной мощности.

4.8.1. Импульсное отключение нагрузки.

4.8.2. Аварийная разгрузка турбоагрегата.

4.9. Выводы по четвертой главе.

Развитие энергетики всех стран мира идет по пути объединения на параллельную работу все большего числа электростанций, энергосистем и энергообъединений. В России в результате длительного процесса, связанного с сооружением магистральных линий электропередачи и освоением техники параллельной работы мощных энергообъединений была создана Единая энергосистема страны (ЕЭС), включающая в себя 10 энергообъединений из 11 существующих в стране. Распространение ЕЭС в широтном направлении достигает шести часовых поясов, и так называемый «широтный эффект» объединения, снижение пика нагрузки всей энергосистемы за счет разновременности пиков в отдельных её частях сейчас достигает примерно 10 млн. кВт.

Другим существенным преимуществом создания Единой энергосистемы является повышение надежности энергоснабжения потребителей за счет взаиморезервирования её частей и повышение экономичности за счет максимального использования наиболее экономичных источников электроэнергии. Однако ЕЭС, как и другим крупнейшим энергообъединениям мира, присущ определенный недостаток, заключающийся в возможности быстрого распространения нарушений нормального режима, происшедших в той или иной части системы, и перерастания их в так называемые системные аварии с обесточением потребителей на больших территориях.

Опыт показал, что наилучшим средством предотвращения таких аварий является совершенствование управления энергосистемой, которое подразделяется сейчас обычно на два класса: оперативно-диспетчерское и автоматическое. К оперативно-диспетчерскому управлению относится управление, осуществляемое силами специально выделенного (дежурного) персонала, непрерывно контролирующего режим работы энергосистемы в целях обеспечения его экономичности и необходимого качества электроэнергии по частоте и напряжению, а также предотвращения возможных аварий и ликвидации их последствий.

Система оперативно-диспетчерского управления, как правило, является иерархической и содержит несколько уровней. В ЕЭС принята трехуровневая система диспетчерского управления, высшим уровнем которой является Центральное диспетчерское управление Единой энергосистемы (ИДУ ЕЭС), затем следуют объединенные диспетчерские управления (ОДУ), каждое из которых ответственно за свою часть Единой энергосистемы, называемую объединенной энергосистемой или энергообъединением, и диспетчерские службы районных энергоуправлений (РЭУ), управляющие работой районных энергосистем (РЭС). Помимо этого, в оперативно-диспетчерском управлении участвует соответствующий персонал предприятий электрической сети (ПЭС) и районов электрической сети (РЭС), а также дежурный персонал электростанций, действующий под руководством диспетчеров ЦЦУ, ОДУ и РЭУ.

Перед персоналом диспетчерских управлений всех уровней стоят ответственные и сложные задачи. В нормальном режиме работы энергосистем они сводятся к планированию их работы вплоть до составления суточных графиков нагрузки, руководству реализацией этих графиков в условиях непрерывно меняющегося электропотребления, руководству переключениями в электрических сетях для выполнения ремонтных работ, ведению статистического учета и отчетности и т.п. Важнейшей задачей диспетчерского управления является непрерывный контроль за состоянием энергосистемы, особенно необходимый в так называемых напряженных режимах, когда условия работы отдельных её элементов приближаются к предельным.

Основной частью всех этих задач являются сбор, обработка и отображение информации о состоянии диспетчируемой системы, которые требуют для своего осуществления специального оборудования. Работа по созданию такого оборудования велась с самого момента возникновения органов диспетчерскою управления, т, е. с середины 20-х годов, и включала в себя создание специальной сети связи, к которой впоследствии были добавлены средства телемеханики и так называемые диспетчерские щиты различных конструкций. При создании всех этих средств, объединенных под общим названием «средства диспетчерско-технологического управления» (СДТУ), постоянно проявлялось стремление «оживить» диспетчерский щит, отобразив на изображенной на нем схеме энергосистемы ее текущее состояние. Для телесигнализации (ТС) сделать это удалось, и диспетчерские щиты с встроенными в них элементами сигнализации положения коммутационного оборудования уже давно составляют неотъемлемую часть диспетчерских пунктов высших ступеней иерархии. Однако совместить с изображением какого-либо элемента энергосистемы сведения о режиме работы этого элемента в данный текущий момент оказалось очень трудно. Решение этой задачи стало возможным в полной мере только после внедрения в технику диспетчерского управления компьютеров.

В настоящее время большинство диспетчерских пунктов на трех указанных выше уровнях оперативно-диспетчерского управления ЕЭС уже оснащено подобного рода оборудованием, которое вместе со средствами связи и телемеханики входит в так называемые автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ). В состав АСДУ, как правило, входят так называемые оперативно-информационные комплексы (ОИК) с ЭВМ и дисплеями, установленными на рабочих местах диспетчеров и других сотрудников органов диспетчерского управления. Это существенно облегчило работу диспетчеров и повысило её эффективность, однако коснулось главным образом только нормальных (в том числе напряженных) и послеаварийных режимов работы энергосистем. Аварии же в энергосистемах, как известно, и большинстве своем настолько быстротечны, что оперативно-диспетчерское управление с участием человека-оператора часто оказывается не в состоянии справиться с возникающими при этом задачами и должно дополняться управлением другого вида-автоматическим.

В данной работе разрабатывается компьютерная модель энергосистемы, которую можно было бы впоследствии использовать для расчетов переходных процессов при малых возмущениях. Процесс моделирования энергосистемы с применением компьютера и последующие расчеты режимов являются гораздо менее трудоемкой задачей по сравнению с расчетом тех же режимов вручную. Современный уровень развития вычислительной техники позволяет моделировать достаточно сложные энергосистемы и рассчитывать весьма сложные процессы.

В диссертации для моделирования энергосистемы использована программа Matlab с модулем Simulink, которая позволяет визуально, в виде структурных схем, моделировать системы любой сложности и отображать результаты исследований и измерений в виде графиков, таблиц и проч. Правила пользования программой Matlab, а так же информация по составлению приведена в п. 4.2.

На модели проведена серия расчётов переходного процесса изменения частоты при наличии и отсутствии вторичного регулирования, при изменении статизма регуляторов. Исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. Выяснено влияние места приложения нагрузки (возмущения) на характер переходного процесса f(t) и Робм (t).

Предложены нестандартные способы воздействия на объединенную энергосистему для демпфирования колебаний обменной мощности: использование электрогидравлической приставки (ЭГП) к первичному регулятору для быстрого уменьшения генерации и импульсное отключения нагрузки (ИОН).

4.9. Выводы по четвертой главе

1. Математическое моделирование объединенной энергосистем, реализованное на персональном компьютере, является уникальным инструментом исследования переходных процессов в энергообъединении с учетом действия первичного и вторичного регулирования. Простота набора схемы энергосистемы, легкость перенастройки параметров энергосистемы и регуляторов, быстрая фиксация результатов эксперимента - все это делает модель незаменимым инструментом при решении подобных задач.

2. На математической модели объединенной энергосистемы, состоящей из двух энергосистем, соединенных одной межсистемной ЛЭП, выполнены следующие эксперименты: а) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС без вторичного регулирования; б) регулирование частоты и обменной модности в ОЭС при наличии вторичного регулирования; в) показано влияние статизма первичных регуляторов на характер и длительность переходного процесса f(t) и РОбм(0 • г) доказано влияние коэффициентов усиления вторичного регулятора на процессы f(t) и Po6M(t). д) исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. Выяснено влияние места приложения нагрузки (возмущения) на характер переходного процесса f(t) и P06M(t).

3.В силу сложности структуры объекта и высоких коэффициентов усиления регуляторов, переходный процесс f(t) и P06M(t) носит колебательный характер. За счет колебательности процесса возможен "выброс" обменной мощности относительно его установившегося значения. Этот "выброс" может составлять почти двойное значение. Примечательно то, что ни первичный регулятор, а тем более вторичный, не успевают сколько- нибудь заметно повлиять на начальный характер переходного процесса РОбм00

А отсюда следует, что для ограничения "бросков" обменной мощности в начальной стадии переходного процесса необходимо применять нестандартные способы воздействия на энергосистему. Возможным вариантом может быть воздействие на первичный регулятор частоты вращения через электрогидравлическую приставку (ЭГП) и импульсное отключение нагрузки (ИОН).

4.Проведены исследования переходного процесса при воздействии противоаварийной автоматики на турбину через ЭГП или отключение нагрузки. Показана эффективность подобной автоматики. Первостепенное значение имеет быстродействие автоматики через ЭГП и ИОН.

Заключение

В рамках поставленной цели диссертационной работы разработана математическая модель объединенной энергосистемы и на её основе проведено исследование переходных процессов при регулировании частоты и обменной мощности. Сформулированы рекомендации по улучшению характеристик системы автоматического регулирования частоты и обменной мощности сверхмощных энергообъединений.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи.

1. Произведен обзор проблемы поддержания частоты на заданном уровне и демпфирование колебаний обменной мощности. Выявлено влияние отклонений частоты и величины обменной мощности на работу как объединенной энергосистемы (ОЭС), так и потребителей электроэнергии. При высоких значениях обменной мощности происходит потеря устойчивости между параллельно работающими энергообъединениями. Особо остро проблема проявляется в объединенных энергосистемах. Межсистемные линии передачи являются "слабыми" связями, пропускная способность которых лежит в пределах 5-10% от установленной мощности энергосистемы. В таком случае колебания нагрузки в энергосистеме в диапазоне ±1,0% могут привести к большим отклонениям обменной мощности и привести к нарушению устойчивости на межсистемной ЛЭП. Вот почему при создании объединенных энергосистем (ОЭС) допустимое отклонение частоты уменьшают до ± 0,1 Гц. Процесс интеграции энергетических систем продолжается вплоть до настоящего времени, Созданы межгосударственные энергообъединения нескольких стран Европы, ставится вопрос о параллельной работе на переменном токе Единой Энергосистемы России (ЕЭС) с объединенной системой стран Западной Европы. В этой связи ставится задача регулирования частоты в России в пределах 50 ± 0,05 Гц. Новая постановка проблемы выдвигает необходимость проведения дальнейших исследований в этой области и, в первую очередь, исследований динамики регулирования частоты и обменной мощности в сверхмощных энергообъединениях.

2. Для анализа переходных процессов разработана математическая модель турбо- и гидроагрегатов и энергосистемы. Данная модель реализована в программе Simulink среды программирования Matlab, что позволяет исследовать переходные процессы при возмущениях в любой точке структурной схемы, то есть исследовать динамику изменения частоты и обменной мощности при изменении нагрузки для различных законов регулирования. Кроме изменения нагрузки системы рассматривается возмущение - изменение уставок первичного и вторичного регуляторов, их коэффициентов усиления и т.д. На ЭВМ создана модель вторичного регулирования. Это позволяет проводить исследования регулирования частоты и обменной мощности по любому закону управления этими величинами. Окончательно выбор закона управления осуществляется с учетом технических возможностей измерения обменной мощности.

3. Сделан вывод, что в объединенной энергосистеме необходимо регулировать не только частоту, но и обменную мощность по межсистемной линии передачи. При этом закон регулирования частоты должен осуществляться со статизмом по обменной мощности:

KjAf + KrAP^-O, где Kf и Кр — коэффициенты усиления по частоте и обменной мощности. Регулирование заканчивается, когда А/ = О и АРобм = О. Достоинством метода является то, что вторичное регулирование можно настроить так, что в действие приходят только регуляторы системы, где возникло изменение нагрузки. К недостатку метода следует отнести необходимость каналов связи для измерения обменной мощности.

Частным случаем регулирования частоты и обменной мощности является метод раздельного регулирования, когда в объединенной энергосистеме выделяет станция, которая регулирует частоту А/ = 0. Все другие станции энергообъединения регулируют обменные мощности АРобм = 0. Динамика регулирования по этому способу получается хуже, чем при регулировании со статизмом по обменной мощности. Но в силу простоты метода он также рекомендован к использованию.

4. В расчетной практике недостаточное внимание уделяется проблеме динамики регулирования частоты и обменной мощности. В связи с этим на математической модели объединенной энергосистемы, состоящей из двух энергосистем, соединенных одной межсистемной ЛЭП, выполнены следующие эксперименты: а) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС без вторичного регулирования; б) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС при наличии вторичного регулирования; в) анализ влияния статизма первичного регулятора на характер и длительность переходного процесса f(t) и P06M(t); г) анализ влияния коэффициентов усиления вторичного регулятора на процессы f(t) и РобмОО; д) анализ влияния места приложения нагрузки (возмущения) в смешанных энергосистемах на характер переходного процесса f(t) и РОбм(0: рассматривается возмущение в энергосистеме, состоящей из ТЭС и ГЭС.

При этом исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. По результатам перечисленных экспериментов сделаны следующие выводы.

5. Переходный процесс f(t) и РОбм(0 носит колебательный характер. За счет этого возможны значительные броски обменной мощности относительно ее установившегося значения. Эти броски могут составлять почти двойное значение. Доказано, что ни первичный регулятор, ни тем более вторичный, не успевают сколько-нибудь заметно повлиять на начальный характер переходного процесса РобмС).

Отсюда следует, что для ограничения бросков обменной мощности в начальной стадии переходного процесса необходимо применять нестандартные способы воздействия на энергосистему: а) воздействие на первичный регулятор частоты вращения через электрогидравлическую приставку (ЭГП); б) импульсное отключение нагрузки (ИОН).

6. Проведены исследования переходного процесса при воздействии противоаварийной автоматики на турбину через ЭГП или отключение нагрузки. Показана эффективность подобной автоматики, что позволяет рекомендовать ЭГП и ИОН к практическому применению.

Как показал анализ переходных процессов, первостепенное значение имеет быстродействие автоматики через ЭГП и ИОН.

7. Повторное включение нагрузки после ИОН должно носить постепенный характер. В последнем случае колебания обменной мощности получаются ниже, а сам переходный процесс заканчивается быстрее, чем при мгновенном включении.

1. Якимец И.В. Сверхпроводниковые индуктивные накопители как средство управления перетоками активной мощности по межсистемным связям ЭЭС./ Г.А Дмитриева.// Электричество: М. - 2003. - № 2. - С. 8-16.

2. Проблемы совершенствования регулирования частоты в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка и программные задачи по подготовке к синхронного работе энергообъединений Востока и Запада / РАО "ЕЭС России". М.: ОРГРЭС. 2002.

3. Комаров А.Н. Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях./ А.Ф. Бондаренко. // Электрические станции: Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР. М. - 2002. - № 4. - С. 36-43. - ISSN 0201-4564.

4. Толасов А.Г. Оценка включенного резерва мощности, необходимого для автоматического регулирования частоты Евро-Азиатского объединения энергосистем. // Электричество : М. - 2002. - № 10. - С. 10-17.

5. Коган Ф.Л. Проблемы активизации участия тепловых электростанций России в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС./ Л.Н. Касьянов и др.// Теплоэнергетика: М. - 2002. -№ 10. - С. 9-16.

6. Бондаренко А.Ф. Живучесть и надежность единой энергосистемы России определяется её электростанциями./ А.Н. Комаров.// Теплоэнергетика: М. — 2002. — № 10.-С. 2-8.

7. Марченко Е.А. Качество частоты в ЕЭС России в свете западноевропейских требований.// Электрические станции: Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР. -М. -2001. -№ 2. С.47-51. - ISSN 0201-4564.

8. Павлов Г.М. Автоматизация энергетических систем. Учебное пособие. Л., Изд-во Ленингр. Ун-та, 1976, С. 1-240.

9. Павлов Г.М, Меркурьев Г.В. Автоматика энергосистем. РАО " ЕЭС России", ЦПК (СЗФ АО- ГВЦ Энергетики-), 2001, 387 с.

10. Павлов Г.М. Автоматическая частотная разгрузка в энергетических системах./ А.Г. Меркурьев., Ю.М. Шаргин.// Электричество: М. - 1999. - № 1. - С. 23-27.

11. Павлов Г.М. Регулирование частоты и активной мощности. Конспект лекции, СПбГТУ. 2000 г.

12. Павлов Г.М. Автоматизация энергетических систем. Учебное пособие. Л.: Изд-во Ленинградского ун-та, 1976, 240 с.

13. Павлов Г.М., Меркурьев А.Г. Аварийная частотная разгрузка энергосистем. Учебное пособие. СПб.:, Изд-во Северо-Западный филиал АО "ГВЦ Энергетики", 1998, 56 с.

14. Ванин В.К., Павлов Г.М. Релейная защита на элементах вычислительной техники.-2-е изд., перераб. и доп.-Л.: Энергоатомиздат.Ленингр.отд-ние,1991.336 с.

15. Руководящие указания по регулированию режима работы ЕЭС России по частоты и перетокам мощности. ЦДУ ЕЭС России. 1997.

16. Машанский А. М. Регулирование активной мощности в энергообъединении Западной Европы. По материалам UCPTE 1990.// Энергохозяйство за рубежом.-М "Энергоатомиздат", 1992, № 4., С.24-30. ISSN 0421-188 X.

17. Kapolyi L., Kucherov Yu., Rudenko Yu. Development of Europe Energy Space in Changing World/ The Third International Symposium on the World Energy System. Uzhgorod, Ukraine, 1993, November, 4-7.

18. Кучеров Ю.Н. Развитие внешних электрических связей ЕЭС России.// Электрические станции: Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР. -М. 1999. 9. - С.68-76. - ISSN 0201-4564.

19. О подготовке электрических станций к синхронной работе ЕЭС России с энергообъединениями Европы / Кучеров Ю.Н., Коган Ф.Л., Ительман Ю. Р.,

20. Касьянов JI.H. // Электрические станции: Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР. М. - 2000. - № 4. - С. 3-9. - ISSN 0201-4564.

21. Schwarz J. Recent developments in the European interconnected power system.-Electra, 2001, № 197, August.

22. Sukhbir Singh. Frequency-Bias Tie-Line Control of Hydroelectric Generating Stations for Long Distances. ICECE, October 29th to November 1th 2003. C. 1-5.

23. Ground Rules concerning primary and secondary control of frequency and active power within the UCPTE. UCPTE, 1998.

24. Бондаренко А. Ф., Комаров A. H. Регулирование режимов работы энергетического объединения по перетокам мощности и поддержание нормального уровня частоты. // Электричество, 1994, № 5. С.1-11. - ISSN 0013-5380.

25. Сидоров А.Ф. Исследование предельных по частоте дефицитных режимов энергосистемы.// Электричество: М. - 2002. - № 1. - С. 20-24.

26. Налевин А.А. Выявление момента нарушения устойчивости параллельной работы двух энергосистем. // Электро: М. — 2002. - № 5. - С. 19-21.

27. Соломенцева Ю.М., Брюханов В.Н., Косов М.Г., Схиртладзе А.Г. Теория автоматического управления.-М.: Машиностроение. 1992.- 272 с.

28. Юревич Е.И. Теория автоматического управления. «Энергия». Ленинградское отделение, 1975,416 с.

29. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов.-4-е изд., перераб. и доп.-М.: Высш. шк., 1985.-536 с.

30. Испытания автономной и параллельной работы энергосистем стран Восточной Европы / Блеха К., Вотлучка И., Шварц Л. И др.// Электричество,1994, № 10.-С.1-8.

31. Кучеров Ю.Н., Бондаренко А.Ф., Коган Ф.Л., Касьянов Л.Н., Ительман Ю.Р., Комаров А.Н., Киселев Г.С. О технических аспектах подготовки к параллельной работе ЕЭС России с энергообъединиями Европы.// "Элктричество" № 1/ 2000 — С. 19-29. ISSN 0013-5380.

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

33. Потемкин В.Г. Система Matlab. Справочное пособие.- М: Диалог- МИФИ, 1997,-350 с.

34. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. — М: Энергоатомиздат, 1988,-416 с.

35. Барзам А.Б. Системная автоматика.- Энергоатомиздат, М.1989,- 445 с.

36. Павлов Г.М., Чуприн К.Е. Диагностика релейной защиты.- труды J11 lid, 1981, 380 с.

37. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления- М.: Энергоатомиздат, 1990, 439 с.

38. Семенов В.А. Крупные системные аварии в зарубежных энергообъединениях. // Энергохозяйство за рубежом, 1984, №> 6.- С. 23-25. ISSN 0421-188 X.

39. Бесекерский В.А., Попов Е.П. Теория систем автоматического регулирования,-М.: наука, 1972 г, 767 с. с гер.

40. Бесекерский В.А., Изранцев В.В. Системы автоматического управления с микро ЭВМ.- М.: Наука. Гл.ред.Физ.-мат.лит.,1987, 320 с.

41. В. А. Бесекерский., Н. Б. Ефимов., С. И. Зиатдинов и др. Микропроцессорные системы автоматического управления. Ленингр, 1988, 365 с.

42. Москалев А.Г. Автоматическое регулирование частоты в энергосистемах. Государственное энергетическое издательство. М.Л., 1952,175 с.

43. Москалев А.Г. Автоматическое регулирование режима работы энергетической системы по частоты и активной мощности. М.-Л., Госэнергоиздат,1961,240 с.

44. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах. Л. П. Составитель. Фотин. М., БТИ ОРГРЭС, 1967, 72 с.

45. Стернинсон Л.Д. Автоматическое регулирование частоты и мощности по методу ОРГРЭС, 1959, 118 с.

46. Стернинсон Л.Д. Автоматическое регулирование перетоков мощности по межсистемным связям,1965, 200с.

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

48. Режимы объединенных энергетических систем. Под ред. В. А. Веникова. М.-Л., Госэнергоиздат, 1960, 96 с.

49. Автоматизированная система оперативно- диспетчерского управления электроэнергетическими системами / О. Н. Войтов, В. Н. Воронин, А. 3. Гамии и др. Новосибирск: Наука, 1986, — 204 с.

50. Противоаварийное управление и регулирование энергосистем: Сб. научн.трудов / НИИГТТ. Л.: Энергоатомиздат, 1982, 87 с.

51. Способы повышения устойчивости и надежности объединенных энергосистем: Сб. научн.трудов / НИИПТ. Л.: Энергоатомиздат,1983, 78 с.

52. Автоматическая дополнительная разгрузка энергосистемы по скорости снижения частоты. А. С. Малый. // Электрические станции, 1975, № 10 С. 36-38.

53. Кучеров Ю. Н. О концепции совместной работы энергообъединений Востока и Запада. //Электричество,2000, № 6 С. 4-13. - ISSN 0013-5380.

54. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 15-е изд. М.: СПО ОРГРЭС, 1996,-288 с.

55. АП-63-04. Правила устройства электроустановок.- СПб.: Из- дательство ДЕАН, 2004,- 464 с. С 245- 246.

56. АП-63-2000. Правила устройства электроустановок. Шестое издание. Дополненное с исправлениями. -М.: ЗАО «Энергосервис», 2000.-608 с. С 55-56.

57. A stabilization of Frequency Oscillations in a Parallel AC-DC Interconnected Power System via an HVDC Link. Research article, ScienceAsia 28 (2002). C. 173-180.

58. UCPTE. Survey of essential Recommendations, 1991. Rules of the Game for interconnected operation, 1997.67. "Impacts of Governor Response Changes on the Security of North American Interconnections," EPRI Final Report, Oct. 1992.

59. Окин А. А., Тимченико В. Ф., Цветков В. А. и др. Оперативное резервирование мощности на основе вероятностного анализа и статистического оценивания эксплуатационных возмущений в энергосистемах.// Электричество, 1997, № 10. — С. 2-17.- ISSN 0013-5380.

60. Н.И.Соколов. Синтез линейных систем автоматического регулирования при случайных воздействиях, 1964, 128 с, с гр.

61. В.А.Иванов, Н.С.Мышкин, В.А.Фомин. Регулирование энергетических установок, 1988, 88 с.

62. Сидоров А.Ф. О лавине частоты в энергосистеме. Новини энергетики, 1999, № 12.

63. Сидоров А. Ф., Воедвода А. И. Влияние величины вращающегося резерва мощности на запас устойчивости энергосистемы. — Энергетика и электрификация, 2000, № 2.

64. Сидоров А. Ф., Воедвода А. И., Редин В. И. Первичное регулирование частоты и мощности в энергетической системе Украины и требования к нему в объединенной энергосистеме UCPTE. -Новини энергетики, 1999, № 5.

65. Лоханин Е.К. Методика расчета длительных переходных режимов энергосистем с учетом электромеханических переходных процессов./ А.И Скрыпник.// Электричество: М. - 2002. - № 7. - С. 9-14.

66. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / Под общ. Ред. Ю. Н. Руденко и В. А. Семенова. -М.: Изд.-во МЭИ, 2000. 647 с.

67. Применение аналоговых вычислительных машин в энергетических системах. Н.И.Соколова. 1970, 400 с.

68. Груздев И. А., Масленников В. А., Устинов С. М. Исследование собственных динамических свойств протяженных электроэнергетических объединений.- Изв. РАН. // Энергетика, 1993, № 1. с. 102-114. ISSN 0002-3310.

69. Анализ статической устойчивости и демпфирования низкочастотных колебаний в объединененных энергосистемах / Груздев И. А., Стародубцев А. А., Устинов С. М., Шевяков В. В. // Электричество, 1991, № 3. С. 1-5. - ISSN 0013-5380.

70. Лукашов Э.С., Калюжный А.Х., Лизалек Н.Н. Длительные переходные процессы в энергетических системах.- Новосибирск: Наука, 1985, 197 с.

71. Тимченко В. Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем. М.: Энергия, 1975,-209 с.

72. Лоханин Е.К. Методика расчета и анализа длительных переходных режимов. // Электричество, 1995, № 12. С. 2-10. - ISSN 0013-5380.

73. Лоханин Е.К. Упрощение уравнений синхронной машины для расчета и анализа электромеханических переходных процессов и устойчивости сложной энергосистемы.// Электричество, 2000, № 4. С. 18-29. - ISSN 0013-5380.

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

75. Совалов С. А. Экспериментальные исследования режимов энергосистем, 1985, — 447 с.

76. Совалов С. А. Управление мощными энергообъединениями.-М.: "Энергоатомщцат" 1984,-255 с.

77. Совалов С. А. Автоматизация управления энергооъединениями.-М.: "Энергия",1979.-432 с.

78. М.Г.Портной, Р.С.Рабинович. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. М.: "Энергия",1978, 352 с.

79. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. М., "Энергия", 1975, 216 с.

80. Портной М. Г., Рабинович Р. С. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости.- М.: "Энергия", 1978, 352 с.

81. Алексеев С.В., Копылов И. Б., Мащанский А. М. Описание энергообъединения как объекта управления режимом по частоты и активной мощности.// Электричество, 1980, № 12.-С. 23-30.- ISSN0013-5380.

82. Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. -2-е изд., перераб. и доп.- М.: "Энергоатомиздат", 1989.- 352 с.

83. Ительман Ю. Р., Михайлова И. П. Динамика автоматических регуляторов мощности и регулирование перетоков. // Электрические станции, 1978, № 6. — С. 50-55.

84. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. М., "Энергия", 1974,416 с.