Моделирование электроэнергетической системы в иерархической противоаварийной автоматике тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Попова, Елена Юрьевна

• Попова, Елена Юрьевна
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Попова, Елена Юрьевна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ В ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМЕ ПРОТИВ О АВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ С УЧЁТОМ СОВРЕМЕННЫХ ТРЕБОВАНИЙ

1.1 Принципы построения систем противоаварийной автоматики, основные задачи и способы их решения

1.2 Основные требования к математическим моделям электроэнергетической системы в противоаварийном управлении

1.3 Эквивалентирование схемы электроэнергетической системы при формировании математических моделей

1.3.1 Методы эквивалентирования электроэнергетической системы

1.3.2 Критерии эквивалентности

1.3.3 Учёт потерь мощности исключаемой части схемы

1.3.4 Погрешность эквивалентирования

1.3.5 Существующие программы эквивалентирования для расчётов установившихся режимов

1.4 Выводы

ГЛАВА 2 СОСТАВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ МОДЕЛИРОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

2.1 Формирование иерархической модели электроэнергетической системы для централизованной системы автоматики предотвращения нарушения устойчивости

2.2 Математическое моделирование электрической сети

2.2.1 Моделирование источников и потребителей активной мощности

2.2.2 Моделирование источников и потребителей реактивной мощности

2.2.3 Моделирование электрической сети

2.3 Особенности формирования математической модели электроэнергетической системы для автоматики предотвращения нарушения устойчивости

2.4 Выводы

ГЛАВА 3 МЕТОД ФОРМИРОВАНИЯ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

3.1 Алгоритмы эквивалентирования схемы электроэнергетической системы при определении параметров эквивалентов для районов управления

3.2 Реализация быстродействующего алгоритма эквивалентирования электрической сети

3.3 Метод расчёта параметров эквивалентов

3.3.1 Эквиваленты исключаемых генераторных мощностей

3.3.2 Эквиваленты исключаемых нагрузочных мощностей

3.3.3 Учёт статических характеристик нагрузки исключаемых

узлов

3.3.4 Эквиваленты исключаемых шунтов

3.3.5 Эквиваленты исключаемых связей

3.4 Методика коррекции параметров эквивалентов по данным текущего режима

3.5 Выводы

ГЛАВА 4 ФОРМИРОВАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ ОБЪЕДИНЁННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

СИБИРИ

4.1 Характеристика централизованной системы противоаварийной

автоматики объединённой энергосистемы Сибири

4.2 Описание расчётной модели объединённой энергосистемы Сибири

4.3 Определение параметров эквивалентов для района управления

4.4 Оценка адекватности предложенной эквивалентной модели

4.4 Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1 Расчётные математические модели объединённой

энергосистемы Сибири

Приложение 2 Параметры эквивалентов для расчётной схемы района

управления Центральный-1

Приложение 3 Параметры послеаварийных режимов при разных

эквивалентных моделях

Приложение 4 Акты внедрения научных результатов диссертации

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование электроэнергетической системы в иерархической противоаварийной автоматике»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Устройства противоаварийной автоматики (ПА) в существенной мере определяют надёжность работы Единой Энергетической Системы (ЕЭС) России. Высокая значимость автоматики по предотвращению нарушения устойчивости (АПНУ) обусловлена наличием протяжённых линий электропередачи высокого напряжения, сложностью электрической схемы и режимов работы энергообъединений.

Алгоритм работы АПНУ по принципу I-ДО (выбор управляющих воздействий осуществляется «до» возникновения аварии) использует в контуре управления математическую модель (ММ) контролируемой электроэнергетической системы (ЭЭС), на которой проигрываются возможные аварийные ситуации и определяются мероприятия по предотвращению нарушения устойчивости. Эффективность противоаварийного управления во многом зависит от степени адекватности ММ ЭЭС. Большой вклад в исследование и разработку различных аспектов проблемы построения математических моделей ЭЭС для целей противоаварийного управления внесли Баринов В.А., Бартоломей П.И., Бушуев В.В., Васин В.П., Веников В.А., Гамм А.З., Иофьев Б.И., Кац П.Я., Конторович A.M., Кощеев JI.A., Манусов В.З., Маркович И.М., Петров A.M., Портной М.Г., Семёнов В.А., Совалов С.А., Строев В.А., Тарасов В.И., Фишов А.Г., Хрущёв Ю.В., Чебан В.М., Шелухин H.H., Щербачёв О.В. и их коллеги.

В связи с развитием иерархической системы противоаварийной автоматики с функциональной и информационной интеграцией устройств, находящихся на разных уровнях управления, требуется развитие новых методических разработок в области математического моделирования ЭЭС. Основным вопросом становится задача построения и организации функционирования иерархической математической модели в виде совокупности взаимодействующих математических моделей одного и того же

объекта - ЭЭС, рассматриваемой с разных уровней иерархии противоаварийного управления.

Связь темы диссертации с общенаучными (государственными) программами и планом работы академии. Работы по математическому моделированию и противоаварийной автоматике энергосистем являются составной частью направления «Развитие электрической сети ЕЭС России» в составе «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергии до 2020 г.», утверждённой распоряжением Правительства РФ от 22.02.2008 г., а также научной целевой комплексной темы «Разработка мероприятий по повышению надёжности работы оборудования в условиях пониженных температур» (гос. регистр. № 0188.0004.137) ФБОУ ВПО «НГАВТ».

Цель работы состоит в создании математических моделей, методов и алгоритмов, обеспечивающих адекватное моделирование ЭЭС в централизованных системах противоаварийного управления ЭЭС в темпе текущего режима.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи.

1 Предложена иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ, предназначенных для использования на разных уровнях управления АПНУ. Определены задачи, требующие решения при реализации данной модели.

2 Сформулированы основные требования к ММ ЭЭС, используемым в контуре управления АПНУ при работе по алгоритму 1-ДО. Проведён анализ существующих методов эквивалентирования для выявления возможности их использования в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

3 Сформулированы требования к эквивалентным моделям ЭЭС, применяющимся в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

4 Разработаны быстродействующие алгоритмы эквивалентирования ЭЭС, используемые при построении АПНУ. Проведена оценка их быстродействия и адаптивности к структуре исходной схемы сети.

5 Разработан метод расчёта параметров эквивалентов, сохраняющих основные статические свойства исключаемой сети при исследовании установившихся режимов в широкой области.

6 Разработана методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы, основанная на сохранении баланса мощностей в узлах примыкания эквивалентов.

7 Определено место и описан принцип работы предложенных методов и алгоритмов в общей схеме взаимодействия технологических алгоритмов централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) объединённой энергетической системы (ОЭС) Сибири.

8 Проведены сопоставительные расчёты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах ЭЭС, подтверждающие эффективность использования предложенной иерархической модели ЭЭС.

Методы исследования. Для решения поставленных задач в работе использовались методы математического моделирования электрических сетей ЭЭС, аппарат линейной алгебры, теория функций многих переменных, вычислительные эксперименты.

Проверка эффективности предложенных методов и алгоритмов основывалась на расчётах по промышленной программе анализа установившихся режимов электрических систем Б1А8ТЕ1 и с помощью специализированного программного обеспечения для централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири.

Достоверность и обоснованность результатов работы. Корректность предложенных в диссертации методов и алгоритмов формирования ММ ЭЭС в иерархической системе АПНУ подтверждается строгостью их теоретических

обоснований и результатами проведённых вычислительных экспериментов. Кроме того, обоснованность результатов работы подтверждает практика их успешного использования в централизованной системе противоаварийной автоматики ОЭС Сибири, что нашло отражение в актах о внедрении. Научные результаты докладывались на конференциях и семинарах.

Научная новизна и теоретическая значимость работы.

Теоретическая значимость работы заключается в развитии методов математического моделирования сложных ЭЭС. Научная новизна работы обусловливается тем, что впервые:

1 Предложена иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ, предназначенных для разных уровней управления АПНУ, позволяющая за счёт информации верхнего уровня повышать адекватность модели каждого нижнего уровня управления в темпе текущего режима.

2 Сформулированы требования к эквивалентным моделям, применяющимся в задачах анализа статической устойчивости послеаварийных режимов.

3 Разработан быстродействующий алгоритм эквивалентирования электрической сети для текущего режима, основанный на однократном эквивалентировании исходной схемы сети относительно узлов примыкания входящих в неё районов, позволяющий определять параметры эквивалентов для всех районов управления одновременно.

4 Разработан метод расчёта параметров эквивалентной модели, учитывающей статические характеристики исключаемых узлов по частоте и напряжению, а также номинальные и граничные значения активной и реактивной мощностей эквивалентируемых генераторов и нагрузок. Особенностью метода является получение аналитического описания обобщённых статических характеристик эквивалентной нагрузки по напряжению в узлах примыкания за счёт представления тока нагрузки

исключаемых узлов в виде трёх составляющих, соответствующих постоянству мощности, тока и проводимости нагрузки.

5 Доказана эффективность использования предложенной модели в задачах расчёта запаса статической устойчивости послеаварийных режимов.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработанные методы и алгоритмы формирования ММ ЭЭС в иерархической системе АПНУ позволяют: уменьшить объём передаваемой телеметрической информации за счёт представления внешней, относительно района управления, части ЭЭС в упрощенном виде с сохранением основных статических свойств; обеспечить требуемое быстродействие расчётному циклу АПНУ; повысить адекватность оценки запаса статической устойчивости в широкой области режимов.

Разработанные в диссертации методические положения легли в основу научно-исследовательских работ ЗАО «Институт автоматизации энергетических систем» по разработке централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири в части формирования математических моделей ЭЭС.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертация по своему содержанию соответствует научной специальности 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы. Область исследования, в частности разработка метода формирования математических моделей ЭЭС в иерархической противоаварийной автоматике, соответствует пунктам 6 «Разработка методов математического и физического моделирования в электроэнергетике» и 7 «Разработка методов расчёта установившихся режимов, переходных процессов и устойчивости электроэнергетических систем» паспорта научной специальности 05.14.02 по техническим наукам.

На защиту выносятся следующие основные результаты.

1 Иерархическая модель ЭЭС, используемая в централизованной системной автоматике предотвращения нарушения устойчивости в

послеаварийных режимах, позволяющая поддерживать адекватность моделей нижних уровней управления за счёт актуализации параметров эквивалентной модели неконтролируемой сети ЭЭС.

2 Быстродействующий алгоритм эквивалентирования при определении параметров эквивалентов для АПНУ нижних уровней управления.

3 Метод расчёта параметров эквивалентов, учитывающих основные статические свойства исключаемой части сети в широкой области установившихся режимов.

4 Методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы.

5 Результаты проверки эффективности применения предложенной эквивалентной модели в задачах оценки статической устойчивости послеаварийных режимов.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: всероссийской научно-практической конференции «Технологии управления режимами энергосистем XXI века», Новосибирск, 2006; конференции на гранд факультета энергетики НГТУ, Новосибирск, 2007; техническом совещании в ОДУ Сибири, Кемерово, 2007; всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Наука. Технологии. Инновации», Новосибирск, 2007; третьей Международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», Екатеринбург, 2008; международной научно-технической конференции «ЭНЕРГОСИСТЕМА: Исследование свойств, Управление, Автоматизация», Новосибирск, 2009; всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодёжи», Екатеринбург, 2010; конференции «Развитие противоаварийного управления ОЭС Сибири», Кемерово, 2010; пятой международной научной конференции «Либерализация

и модернизация электроэнергетических систем: умные технологии в объединённой работе электроэнергетических систем», Иркутск, 2012.

Личный вклад. Автором самостоятельно разработаны: иерархическая модель ЭЭС в виде совокупности взаимодействующих ММ на разных уровнях управления АПНУ; алгоритмы эквивалентирования электрической сети при определении параметров эквивалентов для АПНУ нижних уровней; пошаговая реализация алгоритма эквивалентирования, обладающего наибольшим быстродействием; метод расчёта параметров эквивалентов, учитывающий статические характеристики исключаемых узлов по частоте и напряжению, а также номинальные и граничные значения активной и реактивной мощностей эквивалентируемых генераторов и нагрузок; методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на ММ ЭЭС в автоматике предотвращения нарушения устойчивости при изменении текущего режима энергосистемы.

В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит разработка методических и алгоритмических решений, анализ результатов и рекомендаций по их применению.

Публикации. Результаты диссертационного исследования отражены в 13 научных трудах, в том числе, в пяти статьях периодических изданий по перечню ВАК.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованной литературы, состоящего из 114 наименований, и приложений. Работа содержит 161 страницу основного текста, в том числе 33 рисунка и одну таблицу.

ГЛАВА 1 МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ В ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ СИСТЕМЕ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ С УЧЁТОМ СОВРЕМЕННЫХ ТРЕБОВАНИЙ 1.1 Принципы построения систем противоаварийной автоматики, основные задачи и способы их решения Основной принцип построения противоаварийной автоматики в ЕЭС в современных условиях может быть сформулирован следующим образом [26, 38, 39]: «Каждая оперативная зона должна быть охвачена своей системой ПА, обеспечивающей живучесть региона. При отключении в этом районе наиболее мощных линий, генерирующих блоков или при вводе управляющих воздействий (УВ) возникающий наброс или небаланс мощности не должен превышать допустимых величин, определяемых устойчивостью в других оперативных зонах ЕЭС».

Реализация этого принципа затрудняется тем, что объём УВ в каждом районе ограничен. В связи с этим наиболее целесообразным направлением развития противоаварийной автоматики в ЕЭС является организация иерархической системы ПА, а также функциональная и информационная интеграция устройств, находящихся на разных уровнях управления [27, 40, 41].

Структура современной системы противоаварийного управления. В России наиболее широкое применение АПНУ получила из-за наличия протяжённых линий электропередачи высокого напряжения, сложности электрической схемы и режимов работы энергообъединения.

В иерархической структуре противоаварийной автоматики ЕЭС России количество уровней управления определено конкретными условиями функционирования ЭЭС, её электрической схемой, сбалансированностью, способностью выдерживать воздействия аварийных возмущений без нарушения устойчивости, управляемостью, принятыми способами и методами управления.

Особенности выполнения иерархических систем ПА и их основные задачи рассмотрены в трудах [42-49,93,94,98-100].

Структура противоаварийной автоматики ЕЭС России описывается в едином стандарте ОАО «Системный оператор (СО) ЕЭС» «Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования» [29], который введён в действие приказом ОАО «СО ЕЭС» от 19.04.2011 №102.

Согласно стандарту, иерархическая автоматика предотвращения нарушения устойчивости ЕЭС России должна иметь трёхуровневую структуру:

• локальную АПНУ (ЛАПНУ);

• централизованную систему ПА (ЦСПА);

• координирующую систему ПА (КСПА).

В задачи ЛАПНУ входит предотвращение нарушения статической и динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанции, узла двигательной нагрузки, контролируемого сечения, энергорайона. Вычислительный центр ЛАПНУ располагается на объектах электроэнергетики и осуществляет выбор УВ по принципу 1-ДО или П-ДО.

ЦСПА предназначена для предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы или её части. Её вычислительный центр располагается в диспетчерском центре ОАО «СО ЕЭС». В задачи ЦСПА входит выбор управляющих воздействий для контролируемых ЛАПНУ по принципу 1-ДО, а также обмен технологической информацией с КСПА и ЦСПА смежных энергосистем (при наличии канала связи между ними).

КСПА предназначена для координации действий ЦСПА с целью оптимизации параметров настройки ЦСПА и минимизации выбора УВ. Её центр должен устанавливаться в диспетчерском центре ОАО «СО ЕЭС», в операционную зону которого входят контролируемые ЦСПА. Координация ЦСПА должна осуществляться за счёт задания внешних эквивалентов для

расчётных моделей ЭЭС и максимально допустимых небалансов мощности при реализации УВ.

В настоящее время двухуровневая система АПНУ реализована в ОЭС Востока, Сибири, Средней Волги, Урала и Юга. Создание верхнего уровня, КСПА, планируется «СО ЕЭС» в 2013 - 2016 гг.

Уровень зарубежной ПА несколько отстаёт от отечественного, однако в последние годы, в связи с возникновением системных аварий, в ряде зарубежных энергосистем - Японии, США, Канаде - значительно расширились работы по созданию АПНУ на базе мини- и микроэлектронных вычислительных машин (ЭВМ) [28]. Реализованная автоматика представляет собой комплексы ЛАПНУ, предназначенные для предотвращения: нарушения устойчивости на дальней электропередаче от атомной электростанции (АЭС) Брюс в Канаде; термической перегрузки межсистемных электропередач, обеспечивающих электроснабжение г. Нью-Йорка (США); опасного снижения напряжения в аварийно отделившейся части города Токио (Япония).

Задачи иерархической АПНУ. В многоуровневых (иерархических) комплексах АПНУ уровни управления различаются набором выполняемых функций. АПНУ верхнего уровня управления, кроме решения задачи управления на своём уровне, осуществляют координацию функционирования устройств нижнего уровня, если при отсутствии координации, воздействия, предназначенные для сохранения устойчивости в каком-либо сечении, могут приводить к опасному утяжелению режима или нарушению устойчивости в другом сечении. Организация взаимодействия АПНУ верхнего и нижнего уровней предложены в [18,30-37].

Координация осуществляется за счёт выполнения следующих функций: • подготовки и предоставления внешних, относительно районов противоаварийного управления (ПАУ) координируемого АПНУ, расчётных эквивалентов схемы и режима энергосистемы, полученных с учётом информации от оперативно-информационного комплекса (ОИК) для уточнения

модели управления нижнего уровня в случае, если там недостаточно средств телеизмерения. Если телеизмерений достаточно, то с верхнего уровня передаётся только информация об эквивалентах сети примыкания;

• задания в текущем режиме для каждого координируемого комплекса ПА объёма УВ.

Координация за счёт обновления параметров эквивалентов возможна только для тех АПНУ, в которых выбор УВ осуществляется по алгоритму 1-ДО с использованием ММ контролируемой сети.

В общем случае, задачи централизованной АПНУ делятся на две группы [29]. В первую группу входят задачи, выполняемые вне реального времени по подготовке автоматики к функционированию:

• создание моделей энергосистемы;

• настройка типового математического обеспечения на конкретный район ПАУ.

Ко второй группе относятся задачи, выполняемые в темпе текущего времени:

• сбор, достоверизация и обработка доаварийной информации о схеме и режиме сети, получаемой от системы сбора и передачи информации (ССПИ) района управления (РУ) или от ОИК диспетчерского центра;

• оценка текущего состояния схемы и режима энергообъединения;

• расчёт параметров эквивалентов и передача их на нижний уровень;

• расчёт дозировки УВ и передача их на нижний уровень;

• передача на верхний уровень иерархии доаварийной информации и обобщённых параметров, необходимых для выработки координирующей информации;

• получение координирующей информации с верхнего уровня иерархии, её обработка и передача на нижние уровни. При отсутствии координирующей информации с верхнего уровня, выработка на своём

уровне координирующей информации для устройств ПА более низкого уровня;

• при наличии канала связи между смежными районами управления (в общем случае) - обмен с комплексами АПНУ смежных районов информацией о режиме и параметрах своего района, необходимой для координации в случае отсутствия или неисправности верхнего уровня иерархии (данные об эквивалентах, о ресурсах управления, о запасах пропускной способности или об ограничениях величины небаланса при управлении);

• отображение, регистрация, анализ, архивирование и статистическая обработка результатов функционирования АПНУ.

К числу основных задач, решаемых в централизованных комплексах ПА с помощью математических моделей ЭЭС, можно отнести следующие:

1 Отображение текущего установившегося режима энергосистемы по данным телесигнализации и телеизмерений (рассматриваются вопросы расстановки устройств телеметрии, фильтрации "плохих" данных, оценки наблюдаемости и оценки состояния энергосистемы).

2 Проигрывание и анализ возможных аварийных ситуаций, связанных с отключением элементов схемы сети (рассматриваются вопросы расчёта параметров послеаварийного режима, оценки запаса статической устойчивости, выбора вида, места приложения и величины управляющих воздействий).

Каждая из этих задач на практике может решаться с помощью своей математической модели энергосистемы (как, например, в АПНУ разработки ОАО «НИИПТ»), либо с использованием одной ММ (ЗАО «ИАЭС»). Вид математической модели ЭЭС, формируемой для решения первой задачи, определяется, в основном, располагаемыми ресурсами системы телесигнализации и телеизмерений. При формировании ММ ЭЭС для решения второй задачи (расчёта послеаварийных режимов) основным фактором является необходимость учёта распределительной сети и сети смежных энергорайонов.

Алгоритмы выбора дозировки управляющих воздействий. Основные принципы и алгоритмы выбора УВ сформировались в 1980-е годы с учётом ограниченных возможностей технических средств того времени [50-68].

Алгоритмы централизованных систем ПА различаются по моменту времени, когда выполняется расчёт параметров УВ (способ "ДО" и способ "ПОСЛЕ"), и по методам переработки входной информации в параметры УВ (метод I, основанный на применении ММ ЭЭС, и метод II, основанный на результатах предварительно выполненных расчётов устойчивости).

Устройства АПНУ, реализующие алгоритмы по способу "ПОСЛЕ", работают в темпе процесса, осуществляя расчёт дозировки УВ после фиксации возмущения и только для этого возмущения. Способ "ПОСЛЕ", как отмечается в [70], требует исключительно большого быстродействия ЭВМ с выполнением дозировки за сотые доли секунды от момента срабатывания пускового органа (ПО). Однако такие жёсткие требования к быстродействию управляющей ЭВМ характерны, по-видимому, только при решении задач сохранения динамической устойчивости энергосистемы с использованием алгоритмов программного типа без коррекции управления по ходу переходного процесса.

Устройства АПНУ, реализующие алгоритмы по способу "ДО", работают вне контура управления, циклически (в доаварийном режиме) настраивая автоматику на все предусмотренные аварийные ситуации (срабатывания пусковых органов). Способ "ДО" не требует большого быстродействия; требования к длительности цикла дозировки, выполняемой для всех пусковых органов, обуславливаются быстротой изменения режима ЭЭС. В действующих централизованных комплексах ПА с выбором УВ по способу "ДО" длительность циклов расчётов дозировки находится в пределах (20 + 180) с. [70], для проектируемых комплексов ПА длительность цикла не должна превышать 30 с. [29].

Используются два типа алгоритмов "ДО":

• 1-ДО, характеризующийся выбором УВ для каждого расчётного аварийного возмущения на основе постоянно контролируемых параметров текущего доаварийного режима путём расчёта этих УВ в реальном времени;

• II-ДО, характеризующийся выбором УВ для каждого расчётного аварийного возмущения на основе постоянно контролируемых параметров текущего доаварийного режима и решений, полученных в результате предварительных расчётов, хранящихся в памяти устройства АПНУ.

Оба вида алгоритма используют циклический перебор аварийных ситуаций и реализацию результатов выбора УВ по факту идентификации аварийного возмущения.

Метод противоаварийного управления II-ДО представляет собой таблицу управления, где каждой уставке срабатывания автоматики соответствует определённый набор УВ. Это означает, что в процессе определения объёма УВ не производятся расчёты устойчивости, а осуществляется лишь сравнение текущего режима с некоторыми граничными значениями параметров, требующими той или иной интенсивности УВ. Защитные функции устройств II-ДО ограничены не только предусмотренным составом пусковых органов, УВ, контролируемыми параметрами режима, но и тем конкретным перечнем схемных ситуаций, которые мог предвидеть разработчик на стадии проектирования автоматики. В настоящее время большинство устройств АПНУ локальных энергоузлов функционируют по методу II-ДО. По своей сути моделью защищаемого энергоузла для локальной АПНУ является набор контролируемых устройством сечений и режимных параметров некоторых сетевых элементов с заданными уставками.

Возможности алгоритма И-ДО ограничены ввиду катастрофического роста объёма необходимых предварительных расчётов по мере расширения зоны управления или при её изменении (например, при вводе нового объекта). Поэтому основная область использования АПНУ с таким алгоритмом -сравнительно небольшая зона управления.

Задача формирования модели энергосистемы для АПНУ, функционирующей по принципу 1-ДО, принципиально отличается от моделирования защищаемого энергорайона в автоматике, действующей по принципу II-ДО [76].

Противоаварийная автоматика, действующая по принципу 1-ДО, является адаптивной автоматикой, где объём УВ постоянно пересчитывается в зависимости от схемно-режимной ситуации. В свою очередь данное преимущество делает задачу формирования модели энергосистемы более сложной и зависящей от множества необходимых для учёта факторов [79].

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости с алгоритмом 1-ДО принципиально может использоваться в энергосистеме любой сложности. Однако при этом должен быть обеспечен соответствующий объём текущей схемной и режимной информации. Кроме того, ограниченная производительность используемых в настоящее время в АПНУ вычислительных средств при ограниченной длительности расчётного цикла заставляет прибегать к использованию эвристических подходов при решении основных задач, что, в частности, предопределило отказ от непосредственного решения задачи динамической устойчивости.

В связи с тем, что предъявляемые к ММ требования во многом зависят от используемого алгоритма выбора УВ, проведён анализ реализованных до настоящего времени алгоритмов по принципу 1-ДО.

Алгоритмы ПАУ, реализующие способ "ДО" с использованием ММ ЭЭС, предложены в работах НИИПТа, Киевского энергосетьпроекта, ИАЭС.

Алгоритм 1-ДО - Научно-исследовательский институт постоянного тока (НИИПТ), г. Санкт-Петербург [15,72,73].

Расчёт потокораспределения в текущем режиме ЭЭС осуществляется по полной математической модели, в которой учитываются статические характеристики нагрузки (СХН) по частоте и напряжению, а также моментно-скоростные характеристики турбин генераторов. Для расчёта

потокораспределения в послеаварийных режимах (ПАР), моделируемых изменениями мощности в узлах и отключениями ветвей, используется приближённый метод, основанный на линеаризации угловой характеристики каждой ветви прямой, проходящей через начало координат и максимум угловой характеристики. Полученная линейная система уравнений решается относительно приращений перетоков мощности по ветвям. Перетоки мощности в ПАР определяются как сумма значений перетоков в исходном режиме и найденных приращений перетоков.

Оценка условий существования ПАР выполняется по совокупности условий существования режимов простых узловых моделей ЭЭС. В качестве таких моделей принимаются звездообразные схемы замещения сети в консервативной идеализации, узлами которых являются узлы схемы ЭЭС. Лучами каждой звезды являются все отходящие от узла связи с эквивалентными генераторами на конце, а также непосредственно подключённые к узлу генераторы и нагрузки. Эквивалентные генераторы моделируются электродвижущей силой (ЭДС), определяемой в темпе изменения режима, и проводимостью, определяемой в темпе изменения схемы. Звездообразные модели получаются путём эквивалентирования исходной схемы ЭЭС для всего набора ремонтных схем, в том числе и для схем с возможными наложениями ремонтных и аварийных отключений элементов сети. Таким образом, определяется устойчивость каждого из генераторов по отношению к остальной части системы.

Перетоки в каждом рассчитанном ПАР переносятся на всю совокупность звездообразных схем. При нарушении сходимости итерационного расчёта режима в одной из звездообразных схем производится выбор управления с учётом заданного приоритета привлечения УВ. Сначала выбирается первая ступень, и перетоки в ПАР пересчитываются, после чего проверяется сходимость расчёта режима в той же звездообразной схеме. При отсутствии

сходимости итерационного процесса расчётный цикл повторяется с привлечением всё более интенсивных ступеней воздействия.

Таким образом, для расчёта потокораспределения в текущем режиме и моделируемых ПАР используется полная модель защищаемой зоны, режим которой отображается на основе телеметрической информации. Эквивалентирование электрической сети используется для получения звездообразных схем в консервативной идеализации, на основе которых проводится оценка устойчивости ПАР.

Алгоритм 1-ДО - Киевский ОКП института «Энергосетъпроект» [74,75].

Расчёт текущего режима ЭЭС и послеаварийных режимов осуществляется по схеме замещения основной электрической сети в зоне ПАУ на основе телеинформации — значений активной мощности по линиям и трансформаторам и модулей напряжений в узлах сети. Модули напряжения при расчёте ПАР ип/а принимаются равными предаварийным значениям 11д/а или уменьшенными (ип/а=кид/а, где к< 1). Основные допущения при расчёте: неучёт изменения напряжений и потерь мощности в сети, влияния изменения частоты.

Устойчивость моделируемых ПАР оценивается по анализу максимально допустимого значения угла 8мд между векторами напряжений в каких либо двух узлах контролируемого сечения. Параметр 8мд может быть мало чувствителен к параметрам исходного режима, в этом случае он задаётся постоянной величиной, либо быть чувствительным и задаваться заранее рассчитанной зависимостью от этого параметра. Опасные сечения определяются заранее вне контура управления на основе результатов исследования режимов и устойчивости контролируемого энергорайона. Если для некоторого ПАР значение угла между векторами напряжения в заданных узлах превышает 8мд , то производится выбор УВ, обеспечивающих выполнение установленного ограничения.

Выбор места приложения и ступеней УВ производится заранее для каждого пускового органа. В соответствии с заданным приоритетом привлечения воздействий принимается первая ступень дозировки. С учётом действия этой ступени рассчитывается значение 8мд по опасному сечению в ПАР. Если значение угла превышает 8мд , то принимается следующая ступень воздействия и снова выполняется проверка. Выбор дозировки для данного пускового органа считается законченным, если контролируемое значение угла по заданному сечению становится меньше Зм д .

Ввиду упрощенного моделирования контролируемой зоны сети, оценки статической устойчивости и выбора УВ, описанный алгоритм не получил широкого распространения.

Алгоритм 1-ДО - ЗАО «Институт автоматизации энергетических систем» (ИАЭС)У г. Новосибирск [16,69].

В данном алгоритме применён нетрадиционный подход к определению показателя запаса статической устойчивости ЭЭС, позволяющий избавиться от многомерности задачи. Суть подхода состоит в подобном преобразовании области существования режимов со смещением рассматриваемой точки режима на границу области устойчивости. Данное преобразование выполняется за счёт одновременного изменения всех параметров схемы сети в кн раз. Такая операция также эквивалентна одновременному изменению задающих активных мощностей всех узлов в кн раз (рисунок 1.1).

Параметр кн рассматривается как коэффициент напряжённости режима, а величина, дополняющая кн до единичного значения, принимается за общий для энергосистемы показатель запаса статической устойчивости (кИ = 1 -к3 ус).

Алгоритм основан на методе совместного расчёта послеаварийного режима и показателя запаса статической устойчивости. В методе используется ММ района управления в виде системы уравнений установившегося режима (УУР) в форме баланса активных {Р) и реактивных мощностей (0 узлов

(учитываются статические характеристики нагрузок по частоте и напряжению, моментно-скоростные характеристики турбин, реальные пределы регулирования реактивной мощности генераторов электростанций).

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Попова, Елена Юрьевна

4.4 Выводы

В данной главе приведено описание работы предложенных методов и алгоритмов в общей схеме взаимодействия технологических алгоритмов централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири с учётом состава низовых устройств - существующих и перспективных комплексов АПНУ, границ района управления ЦСПА и контролируемых ЛАПНУ. Проведена оценка адекватности предложенной эквивалентной модели.

Приведены расчётные модели ЭЭС для ЦСПА и ЛАПНУ (район управления Центральный-1), сформированные с учётом телеинформации от оперативно-информационного комплекса ОДУ Сибири и системы сбора и передачи информации района управления с центром на ПС 1150 кВ Итатская. На расчётной модели ЭЭС в ЛАПНУ указаны узлы примыкания района к энергосистеме и эквивалентные связи.

На основе математической модели ЭЭС в централизованной системе противоаварийной автоматики определены эквивалентные модели для математической модели ЭЭС в локальной автоматике предотвращения нарушения устойчивости по программному комплексу ИАЗТЯ и по специальному программному обеспечению ЦСПА, куда вошли предложенные в работе методы и алгоритмы эквивалентирования. Расчёт параметров эквивалентов проведён для ряда установившихся режимов, отличающихся запасом статической устойчивости по энергосистеме.

В нормальных режимах, по математической модели ЭЭС в централизованной системе противоаварийной автоматики и модели ЭЭС в локальной автоматике предотвращения нарушения устойчивости с рассматриваемыми эквивалентными моделями, рассчитаны послеаварийные режимы, соответствующие составу пусковых органов района управления. Оценка адекватности эквивалентных моделей проводилась путём сравнения напряжений узлов примыкания в послеаварийных режимах и запасов статической устойчивости по математической модели ЭЭС в локальной АПНУ с моделью ЭЭС в централизованной системе противоаварийной автоматики. Анализ полученных результатов показал следующее:

1 В тяжёлых послеаварийных режимах с большим снижением напряжения использование эквивалентных моделей, рассчитанных по стандартным программам эквивалентирования (таких как программный комплекс Яазй:), вносит погрешность в определение запаса статической устойчивости до 5,6 %.

2 Использование эквивалентной модели, рассчитанной по предлагаемому в . работе методу, в тяжёлых послеаварийных режимах уменьшает погрешность определения запаса статической устойчивости до 2,8 %.

3 Для режимов, имеющих запас по статической устойчивости в нормальной схеме 15 % и более, максимальная погрешность предложенной эквивалентной модели составляет 0,8 %, по программному комплексу Яав^ -4,1 %.

Таким образом, применение предложенной математической модели ЭЭС в локальной автоматике предотвращения нарушения устойчивости обеспечит приемлемые результаты в определении запаса статической устойчивости района управления, и как следствие - эффективность противоаварийного управления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В связи с развитием иерархической системы АПНУ с функциональной и информационной интеграцией устройств, находящихся на разных уровнях управления, требуется развитие новых методических разработок в области математического моделирования ЭЭС для обеспечения адекватного моделирования ЭЭС в темпе текущего режима. Диссертационная работа выполнена по проблеме построения и использования иерархической модели ЭЭС в рамках действующей централизованной системы АПНУ.

Получены следующие результаты.

1 Для обеспечения адекватности математической модели ЭЭС, используемой в централизованной системе АПНУ, предложена её иерархическая модель в виде совокупности взаимодействующих математических моделей системы для разных уровней управления, позволяющая поддерживать адекватность моделей каждого нижнего уровня. Построение единой структуры взаимосвязанных моделей для иерархической системы АПНУ предусматривает решение следующих задач:

• Определение параметров эквивалентов на верхнем уровне управления для математической модели нижнего уровня и передача их по каналу связи. Выполнение этих операций должно проводиться в темпе обновления информации о текущем режиме работы системы, а полученные эквиваленты должны адекватно отражать реакцию внешней системы в послеаварийных режимах.

• Проведение коррекции (актуализации) параметров эквивалентов, переданных с верхнего уровня АПНУ. Решение данной задачи требуется для обеспечения баланса мощностей в узлах примыкания математической модели, т.к. за время передачи эквивалентов текущий режим ЭЭС может измениться.

Реализация предложенной иерархической модели ЭЭС для централизованной системы АПНУ требует разработки специальных методов и алгоритмов, функционирующих в одном контуре управления совместно с задачей выбора управляющих воздействий.

2 На основе анализа современных иерархических систем противоаварийного управления сформулированы следующие основные требования к математическим моделям ЭЭС, используемым в контуре управления АПНУ при работе по алгоритму 1-ДО:

• полное включение защищаемой электрической сети, определённой задачами управления диспетчерского центра Системного Оператора;

• наблюдаемость энергорайона, т.е. наличие телеметрической информации о составе и режиме сети энергорайона (телеметрическая информация должна соответствовать требованиям надёжности и достоверности);

• локализация защищаемого энергорайона, т.е. выбор управляющих воздействий должен проводиться по условиям защищаемое™ своего энергорайона и не затрагивать смежные энергорайоны;

• учёт требований, выдвигаемых другими технологическими алгоритмами АПНУ;

• учёт влияния изменения частоты;

• учёт расчётных ограничений, накладываемых эксплуатационным персоналом;

• адекватность математической модели ЭЭС во всём диапазоне моделируемых послеаварийных режимов.

Все перечисленные требования влияют на задачи управления послеаварийными режимами и накладывают ряд особенностей на формирование математической модели объекта управления.

3 Разработаны алгоритмы эквивалентирования электрической сети, используемые для формирования ММ ЭЭС на разных уровнях управления. Проведена оценка их быстродействия и адаптивности к структуре исходной схемы сети. Для работы в комплексах АПНУ предлагается использование алгоритма одновременной свёртки схемы сети относительно узлов примыкания всех районов управления (алгоритм №3), который обладает универсальностью и наибольшим быстродействием.

4 Разработан метод расчёта параметров эквивалентов, позволяющий определять статические характеристики эквивалентируемой сети по частоте и напряжению, а также другие параметры эквивалентов, в виде, возможном для использования в программах расчёта установившихся режимов и статической устойчивости. Полученный эквивалент может быть использован для исследования установившихся режимов в широкой области их изменения.

5 Разработана методика коррекции параметров эквивалентов для актуализации их на математической модели ЭЭС, используемой АПНУ при изменении текущего режима энергосистемы, основанная на сохранении баланса мощностей в узлах примыкания.

6 Определено место и описан принцип работы предложенных методов и алгоритмов в общей схеме взаимодействия технологических алгоритмов централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири.

7 Сопоставление разработанных эквивалентных моделей, с эквивалентами, сформированными с помощью известных программных средств, показало, что применение предложенного метода уменьшает погрешность определения запасов в окрестности границы статической устойчивости в два - три раза (в зависимости от тяжести текущего режима).

8 Основным практическим результатом работы является повышение эффективности противоаварийного управления за счёт уменьшения погрешности определения запаса статической устойчивости послеаварийных режимов и повышения точности дозировки управляющих воздействий автоматики предотвращения нарушения устойчивости.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Попова, Елена Юрьевна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Заподовников, A.M. Синтез малоагрегатных эквивалентов сложных электроэнергетических систем / A.M. Заподовников // Упрощение математических моделей, разработка упрощенных методов анализа устойчивости электрических систем (Обзор). - М.: Информэнерго, 1974. - 47 с.

2 Гусейнов, Ф.Г. Эквивалентирование сложных электрических систем и их элементов / Ф.Г. Гусейнов, A.M. Гусейнов // Упрощение математических моделей, разработка упрощенных методов анализа устойчивости электрических систем (Обзор). -М.: Информэнерго, 1974.-47 с.

3 Жуков, Л.А. Установившиеся режимы сложных электрических сетей и систем: Методы расчётов / Л.А. Жуков, И.П. Стратан. - М.: Энергия, 1979. -416 с.

4 Конторович, A.M. Эквивалентирование сложных электрических систем для противоаварийного управления / A.M. Конторович, A.A. Меклин, A.B. Крюков // Методы исследования устойчивости сложных электрических систем и их использование. - М.: 1985. - С. 87-93.

5 Горев, A.A. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем / A.A. Горев. - М., Л.: Госэнергоиздат, 1960. - 260 с.

6 Левинштейн, М.Л. Определение предела статической устойчивости электропередач, связывающих крупные энергосистемы / М.Л. Левинштейн, О.В. Щербачёв // Изв. Вузов СССР - Энергетика. - 1960. - №11. - С. 1 - 12.

7 Левинштейн, М.Л. Упрощение сложных электрических систем для расчётов статической устойчивости / М.Л. Левинштейн, О.В. Щербачёв // Изв. вузов СССР - Энергетика. - 1962. - №12. - С. 1 - 5.

8 Конторович, A.M. Эквивалентирование для расчётов режимов и устойчивости электрической системы, основанное на линеаризации уравнений / A.M. Конторович, О.В. Щербачёв // Управление режимами и развитием электроэнергетических систем в условиях АСУ. - Новосибирск: НЭТИ. - 1980. -С. 106-112.

9 Конторович, A.M. Методика эквивалентирования сложных электрических систем, основанная на линеаризации уравнений установившегося режима / A.M. Конторович, A.B. Крюков // ЛПИ. - Л. - 1982. -9 с. Деп. в Информэнерго. № Д/994.

10 Слота, И.А. Применение функционального моделирования при анализе установившегося режима электрической системы / И.А. Слота, O.A. Суханов, В.Г. Погосов // Электричество. - 1979. - №2. - С. 4 - 8.

11 Веников, В.А. Функциональная модель режимов электрических систем / В.А. Веников, O.A. Суханов // Изв. АН СССР - Сер. Энергетика и транспорт. - 1979. - №1. - С. 29 - 39.

12 Веников, В.А. Принципы кибернетического моделирования электрических систем / В.А. Веников, O.A. Суханов // Изв. АН СССР - Сер. Энергетика и транспорт. - 1974. - №3. - С. 112 - 122.

13 Качанова, H.A. Эквивалентирование схем и режимов электроэнергетических систем / H.A. Качанова, H.H. Шелухин // Электричество. -1980. - № 12. - С. 9 - 14.

14 Совалов, С.А. Основные принципы эквивалентирования схем электроэнергетических систем / С.А. Совалов, H.H. Шелухин // Тезисы докл. науч.-техн. семинара «Методы и алгоритмы эквивалентирования электроэнергетических систем». - Киев. - 1978. - С. 4 - 11.

15 Автоматическое управление и противоаварийная автоматика в крупных энергообъединениях: сборник науч. тр. НИИПТ. - Л.: Энергоатомиздат, 1987. - 110 с.

16 Аржанников, С.Г. Оценка запаса устойчивости установившегося режима ЭС и выбор управлений для его ввода в допустимую область [Электронный ресурс] / С.Г. Аржанников, О.В. Захаркин, A.M. Петров // Новое в российской электроэнергетике. — 2005. - № 5. - Режим доступа: http://www.rao-ees.rU/ru/news/news/magazin/show.cgi705_05.htm#l

17 Фадеев, Д.К. Вычислительные методы линейной алгебры / Д.К. Фадеев, В.Н. Фадеева. - M.-JI.: Физматгиз., 1963. - 658 с.

18 Гуревич, Ю.Е. Расчёты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах / Ю.Е. Гуревич, JI.E. Либова, A.A. Окин. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 390 с.

19 Гороховир, Д.И. Эквивалентирование сложных схем электрических сетей с учётом потерь / Д.И. Гороховир, В.Г. Журавлёв, A.A. Петрович // Изв. АН Молдавской ССР: серия физ.-техн. и мат. наук. - 1968. - № 3. - С. 41 - 45.

20 Веников, В.А. Электрические системы. Режимы работы электрических систем и сетей: учебное пособие для электроэнергетических вузов / В.А. Веников. - М.: «Высш. школа», 1975. - 344 с.

21 Гусейнов, Ф.Г. Упрощение расчётных схем электрических систем / Ф.Г. Гусейнов. -М.: Энергия, 1978.- 184 с.

22 Воропай, Н.И. Упрощение математических моделей динамики электроэнергетических систем / Н.И. Воропай. - Новосибирск: Наука, 1981. -112 с.

23 Щедрин, H.H. Упрощение электрических систем при моделировании / H.H. Щедрин. - М.-Л.: Энергия, 1966. - 159 с.

24 Гончуков, В.В. Автоматизация управления энергообъединениями / В.В. Гончуков, В.М. Горнштейн, Л.А. Крумм и др.; под ред. С.А. Совалова. -М.: Энергия, 1979. - 432 с.

25 Аюев, Б.И. Вычислительные модели потокораспределения в электрических системах: монография / Б.И. Аюев, В.В. Давыдов, П.М. Ерохин, В.Г. Неуймин; под ред. П.И. Бартоломея. - М.: Флинта: Наука, 2008. - 256 с.

26 Концепция противоаварийного управления в ЕЭС: отчёт о НИР / Кощеев Л.А. - Санкт-Петербург: ОАО «НИИПТ», 2007. - 53 с.

27 Ivachnenko, Е. Prospects for Development of Power Automation Systems

th

for Large Power Conjunctions / E. Ivachnenko [et al.] // Proceedings of 4 International Conference «Liberalization and Modernization of Power Systems:

Coordinated Monitoring and Control towards Smart Grids (LMPS'09, IEEE)». -Irkutsk: Energy Systems Institute, 2009. - P. 193 - 200.

28 Руденко, Ю.Н. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семёнова. - М.: Издательство МЭИ, 2000. - 648 с.

29 СТО 59012820.29.240.001-2011 Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования. - М.: ОАО «СО ЕЭС», 2011. - 30 с.

30 Окин, A.A. Противоаварийное управление в ЕЭС России / A.A. Окин. - М.: Энергоатомиздат, 1996. — 156 с.

31 Семёнов, В.А. Противоаварийная автоматика в ЕЭС России / В.А. Семёнов. - М.: НТФ «Энергопрогресс», 2004. - 104 с.

32 Мурашко, H.A. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем: монография / H.A. Мурашко, Ю.А. Охорзин, JI.A. Крумм [и др.]. - Новосибирск: Наука, 1987. - 240 с.

33 Глускин, И.З. Разработка иерархической эшелонированной системы противоаварийного управления электроэнергетическими системами: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 05.14.02 / Глускин Игорь Захарович. - М., 2005. - 47 с.

34 Ковалёв, В.Д. Методы и средства противоаварийного управления для обеспечения устойчивости электроэнергетических систем: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 05.14.02 / Ковалёв Виктор Дмитриевич. - М., 1996. - 56 с.

35 Кощеев, JI.A. Режимная управляемость систем энергетики / JI.A. Кощеев, Ю.Н. Руденко, Е.Р. Ставровский и др. - Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1988.-234 с.

36 Кощеев, Л.А. Автоматическое противоаварийное управление в электроэнергетических системах / Л.А. Кощеев. - Л.: Энергоатомиздат, 1990. -140 с.

37 Кобец, Б.Б. Вопросы координации комплексов противоаварийного управления // Б.Б. Кобец, A.M. Петров, К.С. Симонов // Межвуз. сб. науч. трудов «Методы и средства противоаварийного управления в электроэнергетических системах». - Новосибирск: НЭТИ, 1986. - С. 98 - 103.

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

39 Лисицын, Н.В. Единая энергосистема России / Н.В. Лисицын, Ф.Я. Морозов, A.A. Окин, В.А. Семёнов. - М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 282 с.

40 Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России / Приложение 1 к приказу ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 №57. - 42 с.

41 Шульгинов, Н.Г. Концепция противоаварийного управления ЕЭС России / Н.Г. Шульгинов и др. // Электрические станции. - 2010. - № 11. - С. 23 -26.

42 Вонсович, М.Я. О структуре централизованной противоаварийной автоматики объединённой энергосистемы Северо-запада / М.Я. Вонсович, Л.М. Левит, Л.М. Невицкая и др. // Сб. научн. тр. НИИПТ «Противоаварийное управление и регулирование энергосистем». - Л.: Энергоатомиздат, 1982. - С. 3-8.

43 Брухис, Г.Л. Комплекс противоаварийной автоматики с централизацией дозировки управляющих воздействий в ЭВМ / Г.Л. Брухис, В.А. Гладышев // Сб. науч. тр. инст. Энергосетьпроект «Вопросы противоаварийной автоматики электроэнергетических систем». - М.: Энергоиздат, 1982. - С. 7 - 16.

44 Богуславский, Л.А. Устройство противоаварийной автоматики на базе микроЭВМ / Л.А. Богуславский, Г.Н. Ботин, А.Н. Кузнецов и др. // Тез. докл. Всерос. науч.-техн. конф. «Проблемы нелинейной электротехники». 4.2. -Киев: Наукова думка, 1981. - С. 91 - 94.

45 Израилев, М.С. Особенности технических решений и алгоритма противоаварийной автоматики объединённой энергосистемы Северо-запада с использованием средств автоматизированной системы диспетчерского управления / М.С. Израилев, A.A. Меклин, М.Я. Вонсович и др. // Сб. науч. тр. НИИПТ «Способы повышения устойчивости и надёжности объединённых энергосистем». - JL: Энергоатомизд ат, 1983. - С. 29-35.

46 Бондаренко, А.Ф. Координирующая система противоаварийной автоматики ИДУ ЕЭС России / А.Ф. Бондаренко, В.П. Герих, A.A. Окин, Ю.А. Тихонов // Сб. докладов науч.-практ конф. «Актуальные проблемы релейной защиты, противоаварийной автоматики, устойчивости и моделирования энергосистем в условиях реструктуризации электроэнергетики». — М.: Изд-во НЦ «ЭНАС», 2001. - С. 139 - 144.

47 Белотелов, А.К. Программно-технический комплекс автоматической дозировки управляющих воздействий энергосистем / А.К. Белотелов, O.A. Варенко, И.З. Глускин и др. // Сб. докладов науч.-практ конф. «Актуальные проблемы релейной защиты, противоаварийной автоматики, устойчивости и моделирования энергосистем в условиях реструктуризации электроэнергетики». - М.: Изд-во НЦ «ЭНАС», 2001. - С. 151 - 155.

48 Захаркин, О.В. Общая структура алгоритма работы управляющей подсистемы централизованного комплекса ПА / О.В. Захаркин, А.К. Ландман, A.M. Петров, Т.П. Попов // Сб. докладов науч.-практ конф. «Актуальные проблемы релейной защиты, противоаварийной автоматики, устойчивости и моделирования энергосистем в условиях реструктуризации электроэнергетики». - М.: Изд-во НЦ «ЭНАС», 2001. - С. 189 - 192.

49 Задорожный, А.Ф. Перспективы создания комплексных транспьютерных систем противоаварийного и оперативного управления сложными электроэнергетическими системами / А.Ф. Задорожный, О.В. Захаркин, А.К. Ландман, A.M. Петров // Сб. докладов науч.-практ конф. «Актуальные проблемы релейной защиты, противоаварийной автоматики,

устойчивости и моделирования энергосистем в условиях реструктуризации электроэнергетики». - М.: Изд-во НЦ «ЭНАС», 2001. - С. 193 - 197.

50 Кощеев, Л.А. Алгоритм противоаварийного управления для объединённой энергосистемы Урала / Л.А. Кощеев, Ю.Д. Садовский, Т.В. Васькова и др. // Тез. докл. 2-го Всес. науч.-техн. Совещания работников служб электрических режимов ОДУ и Энергосистем. - Фрунзе, 1976. - С. 97 - 100.

51 Васькова, Т.В. Алгоритм автоматической дозировки управляющих воздействий противоаварийной автоматики / Т.В. Васькова, В.М. Лагускер // Сб. науч. тр. инст. Энергосетьпроект «Вопросы противоаварийной автоматики электроэнергетических систем». - М.: Энергоиздат, 1982. - С. 16-23.

52 Кобец, Б.Б. Алгоритм оптимизации управляющих воздействий противоаварийной автоматики, необходимых по условиям статической устойчивости сложной энергосистемы / Б.Б. Кобец // Сб. науч. тр. инст. Энергосетьпроект «Вопросы противоаварийной автоматики электроэнергетических систем». - М.: Энергоиздат, 1982. - С. 30-35.

53 Темченко, В.Ф. Статизм турбин и отключение нагрузки в расчёте управляющих воздействий противоаварийной автоматики / В.Ф. Темченко // Сб. науч. тр. инст. Энергосетьпроект «Вопросы противоаварийной автоматики электроэнергетических систем». - М.: Энергоиздат, 1982. - С. 35 - 42.

54 Ковалёв, В.Д. Алгоритмы и системы противоаварийного управления энергетическими объектами с применением микропроцессорной техники / В.Д. Ковалёв // Тезисы докл. Всес. науч.-техн. конф. «Проблемы нелинейной электротехники». Часть 1. - Киев: Наукова думка, 1981. - С. 8 - 12.

55 Ковалёв, В.Д. Методы и алгоритмы оптимизации управляющих воздействий для обеспечения статической устойчивости послеаварийных режимов объединённых энергосистем / В.Д. Ковалёв // Сб. научн. тр. - Вып. 89. - 1980.-С. 52-57.

56 Портной, М.Г. Оптимизация противоаварийных разгрузочных воздействий в сложных электроэнергетических системах / М.Г. Портной, И.Н.

Шляхов, Г.Л. Эпштейн // Изв. АН. ССР. Энергетика и транспорт. - 1983. - № 6. -С. 17-26.

57 Дворников, Н.И. Повышение эффективности управления послеаварийными режимами в сложных электроэнергетических системах: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.02 / Дворников Николай Иванович. -Новосибирск, 1981. - 22 с.

58 Меклин, A.A. Методы расчёта и принципы построения противоаварийной режимной автоматики сложных энергосистем: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.02 / Меклин A.A. - Ленинград, 1978. - 23 с.

59 Крючков, И.В. Определение управляющих воздействий для обеспечения устойчивости электроэнергетических систем в послеаварийных режимах: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.02 / Крючков Игорь Вильямович. - М., 1984. - 17 с.

60 Кобец, Б.Б. Исследование и разработка методов проектирования противоаварийной автоматики сложных энергосистем: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.02 / Кобец Борис Борисович. - Новосибирск, 1981. - 24 с.

61 Акопянц, Г.С. Усовершенствование методов выбора оптимальных управляющих воздействий для противоаварийной автоматики / Всерос. науч,-исслед. ин-т электроэнергетики. - М., 1986. - 17 с.

62 Васильева, Н.П. Определение управляющих воздействий в электрической системе по условиям статической устойчивости / Н.П. Васильева, В.В. Денисов, А.Г. Фишов // Межвуз. сб. науч. тр. «Управление режимами и развитием электроэнергетических систем в условиях АСУ». -Новосибирск: НЭТИ, 1980. - С. 136 - 142.

63 Крючков, И.В. Упрощенная методика определения управляющих воздействий противоаварийной автоматики / И.В. Крючков, Ю.А. Тихонов // Сб. науч. тр. инст. Энергосетьпроект «Методы исследования устойчивости сложных электрических систем и их использование». - М.: Энергоатомиздат, 1985.-С. 40-45.

64 Меклин, A.A. К выбору управляющих воздействий противоаварийной автоматики с помощью программ расчёта установившихся режимов энергосистем / A.A. Меклин // Сб. науч. тр. инст. Энергосетьпроект «Проблемы устойчивости энергосистем». Вып. 22. - 1981. - С. 79 - 84.

65 Меклин, A.A. Особенности противоаварийной автоматики энергосистемы с кольцевой схемой электрической сети / A.A. Меклин, Н.Т. Ханларова // Сб. науч. тр. инст. Энергосетьпроект «Проектирование и эксплуатация энергетических систем и электрических сетей». Вып. 16. - 1979. -С. 64 - 72.

66 Васькова, Т.В. Алгоритмы автоматической дозировки управляющих воздействий, подаваемых противоаварийной автоматикой / Т.В. Васькова, JI.H. Чекаловец // Докл. на III Всес. науч.-техн. совещании по устойчивости и надёжности энергосистем СССР. - Л.: Энергия, 1973. - С. 186- 193.

67 Бартоломей, П.И. Оптимизационные модели ввода режима электроэнергетической системы в допустимую область / П.И. Бартоломей, A.A. Ярославцев // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1985. - № 2. - С.31 -40.

68 Богатырёв, Л.Л. Алгоритмы управления аварийными режимами электроэнергетических систем для повышения надёжности их функционирования / Л.Л. Богатырёв, В.В. Зубарев, A.B. Паздерин // Сб. науч. тр. «Надёжность при управлении развитием и функционированием электроэнергетических систем». - Иркутск: СЭИ, 1989. - С. 176 - 183.

69 Аржанников, С.Г. Адаптивный алгоритм расчёта дозировки УВ для централизованного комплекса ПА / С.Г. Аржанников, О.В. Захаркин, A.M. Петров // Материалы конф. «Объединённая энергетическая система Сибири: современное состояние и перспективы развития». Часть 2. - Новосибирск, 1996. -С. 132- 139.

70 Совалов, С.А. Противоаварийное управление в энергосистемах / С.А. Совалов, В.А. Семёнов. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 416 с.

71 Войтов, О.Н. Автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическими системами / О.Н. Войтов, В.Н. Воронин, А.З. Гамм и др. - Новосибирск: Наука, 1986. - 205 с.

72 Противоаварийное управление и регулирование энергосистем: Сб. научн. трудов / НИИПТ - JL: Энергоатомиздат, 1982. - 87 с.

73 Способы повышения устойчивости и надёжности объединённых энергосистем: Сб. научн. трудов / НИИПТ - JL: Энергоатомиздат, 1983. - 78 с.

74 Гровер, Б.А. Противоаварийное управление в сложной схеме сети / Б.А. Гровер, Т.В. Колонский, Е.Г. Литвинов, A.A. Окин // Электрические станции. - 1986,-№9.-С. 56-61.

75 Гровер, Б.А. Расчёты режимов противоаварийного управления / Б.А. Гровер, Т.В. Колонский, Е.Г. Литвинов // Энергетика и транспорт. - 1984. - № 4.-С. 12-17.

76 Филинков, А.Н. Принципы формирования модели энергосистемы для современной централизованной системы противоаварийной автоматики / А.Н. Филинков, A.B. Юдин, Ю.В. Масайлов // Сб. докладов III межд. науч.-практ. конф. «Энергосистема: управление, конкуренция, образование». Т.1. -Екатеринбург, 2008. - С. 300 - 305.

77 Смирнов, К.А. Эквивалентирование сложных электроэнергетических систем при заданных мощностях узлов / К.А. Смирнов // Электричество. - 1993. -№12.-С. 10-15.

78 Гончарюк, Н.В. Упрощенная методика расчёта статической устойчивости энергосистем на основе сетевого эквивалентирования: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.02 / Гончарюк Нонна Всеволодовна. - Л., 1981. -18 с.

79 Калентионок, Е.В. Устойчивость электроэнергетических систем: учебное пособие/ Е.В. Калентионок. - Минск: Техноперспектива, 2008. - 375 с.

80 Галактионов, Ю.И. Эквивалентирование энергосистем для расчёта их режимов / Ю.И. Галактионов, Н.В. Гончарюк, Б.К. Лоханин, Т.Г. Филенко // Электричество. - 1994. - №12. - С. 10 - 15.

81 Гончарюк, Н.В. Методические и программные средства формирования расчётных схем объединённых энергосистем на базе современных технологий / Н.В. Гончарюк, В.И. Фролов // Электричество. -2003,-№5.-С. 2-12.

82 Галактионов, Ю.И. Информационно-вычислительная система для расчётов и анализа режимов и надёжности энергосистем / Ю.И. Галактионов, Н.В. Гончарюк, Ю.И. Краюшкин, Е.К. Лоханин, С.Ф. Макаров, А.И. Скрипник // Электричество. - 1994. - № 9. - С.12.

83 Неуймин, В. Комплекс Rastr. Версия 3.4. / В. Неуймин. -Екатеринбург, 1999. - 93 с.

84 Гончарюк, Н.В. О трёх китах в электросетевых задачах / Н.В. Гончарюк. - Кишинёв: Штиинца, 1990. - 141 с.

85 Гончарюк, Н.В. Методика эквивалентирования электрической сети / Н.В. Гончарюк // Электричество. - 2000. - №8. - С. 11-17.

86 Грицай, М.А. Алгоритм и программа эквивалентирования электрических сетей / М.А. Грицай, В.Г. Журавлёв, Е.А. Розенкранц, М.А. Чиник. - Кишинёв: Штиинца, 1976 г. - 88 с.

87 Щербина, Ю.В. Эквивалентирование энергосистем для оперативных расчётов установившихся режимов/ Ю.В. Щербина, H.A. Качанова, H.A. Гапченко // Электричество. - 1984. - №11. - С. 1-6.

88 Идельчик, В.И. Методы расчётов установившихся режимов электрических систем: учебное пособие / В.И. Идельчик. - Новочеркасск: Изд-воНПИ, 1981.-88 с.

89 Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: учебник для вузов / В.И. Идельчик. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

90 Ивахненко, Е.Ю. Алгоритмы получения эквивалентов для районов управления в КСПА / Е.Ю. Ивахненко, О.В. Захаркин / Сб. докладов Всероссийской науч.-практ. конф. «Технологии управления режимами энергосистем XXI века». - Новосибирск: НГТУ, 2006. - С. 135 - 141.

91 Ивахненко, Е.Ю. Особенности учёта генераторных узлов при определении предельных режимов электроэнергетических систем / Е.Ю. Ивахненко, О.В. Захаркин // Материалы Всероссийской науч. конф. молодых учёных «Наука. Технологии. Инновации» в 7-ми частях. Часть 3. -Новосибирск: Изд-во НГТУ. - 2007. - С. 216-220.

92 Ивахненко, Е.Ю. Формирование математических моделей районов управления электроэнергетической системы / Е.Ю. Ивахненко. О.В. Захаркин / Труды XIII Байкальской Всероссийской конференции «Информационные и математические технологии в науке и управлении». Часть I. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008. - С. 63 - 69.

93 Ивахненко, Е.Ю. Основные задачи координирующей системы противоаварийной автоматики ОЭС Сибири и пути их решения / Е.Ю. Ивахненко. О.В. Захаркин / Сб. докладов III межд. науч.-практ. конф. «Энергосистема: управление, конкуренция, образование». Т.1. - Екатеринбург,

2008.-С. 214-219.

94 Ивахненко, Е.Ю. Двухуровневая система противоаварийного управления ОЭС Сибири / Е.Ю. Ивахненко [и др.] // Науч. пробл. трансп. Сиб. и Дал. Вост. - 2009.-№1.-С. 140- 143.

95 Ивахненко, Е.Ю. Особенности эквивалентйрования электрической схемы ЭЭС при формировании математических моделей районов управления / Е.Ю. Ивахненко, О.В. Захаркин // Науч. пробл. трансп. Сиб. и Дал. Вост. -

2009. -№1.~ С. 26-31.

96 Ивахненко, Е.Ю. Коррекция параметров внешних эквивалентов расчётной схемы по данным текущего режима ЭЭС / Е.Ю. Ивахненко, О.В. Захаркин // Науч. пробл. трансп. Сиб. и Дал. Вост. - 2009. - №1. - С. 31 - 35.

97 Ивахненко, Е.Ю. Угловые характеристики мощности генератора при определении предельных режимов ЭЭС / Е.Ю. Ивахненко, О.В. Захаркин // Науч. пробл. трансп. Сиб. и Дал. Вост. - 2009. - №1. - С.35 - 44.

98 Попова, Е.Ю. Иерархическая система противоаварийного управления ОЭС Сибири / Е.Ю. Попова [и др.] // Энергетик. - 2011. - №4. - С. 5 - 8.

99 Попова, Е.Ю. Двухуровневая система противоаварийного управления ОЭС Сибири / Е.Ю. Попова [и др.] / Материалы XVI науч.-техн. конф. «Обмен опытом проектирования, наладки и эксплуатации устройств РЗА и ПА в энергосистемах Урала». - Екатеринбург. - 2010. - С. 60-61.

100 Попова, Е.Ю. Перспективы развития систем противоаварийного управления крупных энергообъединений / Е.Ю. Попова [и др.] // Электричество. - 2011. - №6. - С. 20 - 28.

101 Гусейнов, Ф.Г. Эквивалентирование энергетических систем и определение параметров их основных элементов: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 05.14.02 /Гусейнов Ф.Г.-Баку, 1965.-42 с.

102 Готман, В.И. Обобщённые статические характеристики электроэнергетических подсистем и их коэффициенты крутизны / В.И. Готман, Г.З. Маркман // Изв. ТПУ. - 2007. - Т.311. - №4. - С. 131 - 134.

103 Готман, В.И. Эквивалентирование энергосистем для оценки статической устойчивости / В.И. Готман, А.В. Глазачев // Изв. ТПУ. - 2010. -Т.316. - №4. - С. 152-155.

104 Dy Liacco, Т.Е. A network equivalent for the contingency evaluation in the computerized operation of power systems / Т.Е. Dy Liacco, S.C. Savulescu, Y.F. Eispu, C. Goldenberg // IF AC Symp. «Autom. Control and Prot. Electr. Power System». - Melbourne, 1977. - P. 306 - 311.

105 Monticelli, A. Real-time external equivalents for static security analysis / A. Monticelli, S. Deckmann, A. Garcia, B. Stott // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. - 1979. - PAS-98. - P. 498 - 508.

106 Гамм, А.З. Адаптивное эквивалентирование электроэнергетических систем / А.З. Гамм, Е.В. Попова // Электричество. - 2000. - № 5. - С. 10-15.

107 Воропай, Н.И. Об ошибках округления при эквивалентировании линейных электрических сетей / Н.И. Воропай // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1973. - №2. С. 167 - 173.

108 Мисриханов, М.Ш. Метод эквивалентирования электрической сети на основе матричных делителей нуля / М.Ш. Мисриханов, В.Н. Рябченко // Электро.-2010.-№ 1.-С. 15-18.

109 Крюков, А.В. Определение предельных режимов и эквивалентирование электрических систем для целей противоаварийного управления: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.02 / Крюков Андрей Васильевич. - JL, 1982. - 16 с.

110 Закарюкин, В.П. Сложнонесимметричные режимы электрических систем / В.П. Закарюкин, А.В. Крюков. - Иркутск: Изд-во Иркут. ун-та, 2005. -273 с.

111 Конторович, A.M. Разработка алгоритмов и программ эквивалентирования для задач противоаварийного управления энергосистемами / A.M. Конторович, Ю.В. Макаров, А.В. Крюков, В.Е. Сактоев // Передача и распределение электроэнергии в районах Севера. - Апатиты: Кольский научн. центр АН СССР, 1989. - С. 113 - 115.

112 Конторович, A.M. Эквивалентирование сложных энергосистем для целей оперативного управления / A.M. Конторович, А.В. Крюков, Ю.В. Макаров, В.Е. Сактоев. - Улан-Удэ: Вост.-Сиб. технол. ин-т, 1989. - 84 с.

113 Popova, Е. The method of mathematical models formation for centralized emergency control in UPS of Siberia / E. Popova, N.N. Lizalek // Proceedings of 5th International Conference «Liberalization and Modernization of Power Systems: Smart Technologies for Joint Operation of Power Grid (LMPS'12, IEEE)». - Irkutsk: Energy Systems Institute, 2012. - P. 205 - 211.

114 Актуализация математической модели электроэнергетической системы в составе задач иерархической противоаварийной автоматики: отчёт о НИР (промежуточн.), г/б - 11 / ФБОУ ВПО «Новосиб. гос. акад. вод. трансп.»; рук. Горелов В.П.; исполнитель Попова Е.Ю. [и др.]. - Новосибирск, 2011. -152 с. - Библиогр.: с. 139-152. - ГР № 01.88.0004137. - Инв. ШОХШЪёУШ,