Оптимизация установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии по напряжению и реактивной мощности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Лемма Берека Г/Мескел

• Лемма Берека Г/Мескел
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Лемма Берека Г/Мескел

Введение

1. Обзор методов оптимизации установившихся режимов работы электрических сетей

1.1. Методы оптимизации в электроэнергетике

1.2. Обзор литературы по математическим методам оптимизации

1.3. Современнное состояние методов оптимизации энергосистем

1.3.1. Моделирование объектов с помощью нейронных сетей

1.3.2. Использование нейронных сетей в электроэнергетике

2. Методические основы оптимизации установившихся режимов электроэнергетической системы

2.1. Оптимизация режима радиальной электрической сети.

2.2. Оптимизация установившихся режимов замкнутых сетей.

2.2.1. Влияние неоднородности на потери мощности в замкнутых сетях.

2.2.2. Физическая сущность дополнительных потерь в неоднородных сетях.

2.2.3. Влияние трансформаторов, входящих в замкнутый контур, на потери мощности.

2.3. Установившиеся режимы работы замкнутых сетей с линиями разных классов напряжений.

2.4. Выводы по главе

3. Оптимизация установившихся режимов сложных электрических сетей

3.1. Оптимизация уровня напряжений электропередачи

3.1.1. Вычисление оптимальной величины напряжения

3.1.2. Расчет оптимальной величины напряжения на линии электропередачи Финча -Адис-Аббеба

3.2. Оптимальное распределение реактивных мощностей в радиальных сетях.

3.3. Оптимальное распределение активной мощности между параллельно работающими станциями

3.3.1. Оптимальное распределение активной мощности в электрической сети

3.3.2. Оптимизация распределения активной нагрузки между гидроэлектростанциями Эфиопии

3.4. Оптимизация режимов в сетях сложной конфигурации

3.4.1. Модификация путем объединения в один процесс расчет установившегося режима и его оптимизацию

3.4.2. Оптимальное распределение потоков реактивной мощности сложно-замкнутых сетях

3.5. Выводы по главе

4. Оптимизация установившихся режимов электроэнергетической системы Эфиопии

4.1. Составление расчетной схемы энергосистемы Эфиопии

4.2. Построение эквивалентных схем для энергосистемы Эфиопии

4.3. Исследование оптимальных режимов 86 4.3.1 Оптимизация режима по реактивной мощности

4.4. Выводы по главе

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии по напряжению и реактивной мощности»

Оптимизация режима работы электроэнергетической системы в самом общем виде означает минимизацию затрат на выработку, передачу и распределение электроэнергии. При оптимизации энергоресурсов системы необходимо определить общие характеристики самой системы. В нашем случае это энергосистема Эфиопии, поэтому приведем вначале общие сведения о стране и ее электроэнергетической системе.

Эфиопия - крупное государство в северо-восточной Африке, которое граничит на севере и западе с Суданом, на востоке с Сомалийской демократической республикой и республикой Джибути, на юге с Кенией (см. рис.1.). Площадь Эфиопии составляет 1130 тыс. кв. км. По данным Центральной Статистической Организации население Эфиопии -58 млн. чел .

Cape fMauri tai

Uerde

Senegal,- x , ,

TheGahb.s^l Burkina / '

Gain.-Biss'aui ""Л /

Guine'ai rrTLil.L. . i у—\ \ '—4 £ Э-'"' Nigeria / i, S i erra Lpone;-,, riWOK>a? S dS" / "S т X- "lCoas<i ? Г" / C.ft.R. \

Liberia, \ /СамеД roon \

Index ;to

Northern

Africa

Рис.1. Географическое положение Эфиопии. Эфиопия расположена в наиболее высокой части восточной Африки, 40% ее территории отличается чрезвычайным разнообразием рельефа и природных условий. Высокогорья здесь соседствуют с глубокими тектоническими впадинами, что обуславливает резко выраженную контрастность природных ландшафтов. Больше половины территории страны занимают горы, не случайно Эфиопию называют "Африканским Тибетом". Остальная часть равнины: плато Огаден на Юго-востоке, Данакильская пустыня на Северо-востоке и низменность на крайнем Западе в бассейне реки Баро. Самая высокая вершина Эфиопии гора Рас-Дашэн (4 623 м. над уровнем моря), самое низкое место - Данакильскоя впадина (113 м. ниже уровня моря).

Хотя южная граница Эфиопии почти доходит до экватора, а вся страна в целом расположена в субэкваториальном поясе, ее климат благодаря горному рельефу очень разнообразен. В районе Данакильский пустыни, считающейся одним из самых жарких мест на земле, среднегодовая температура 25°С. На горных хребтах нередки заморозки и выпадает снег. В горах велики и суточные колебания температуры от 0° ночью и до +30°С днем.

В Эфиопии самое большое поголовье скота на Африканском Континенте. Около 90% населения страны занято в сельском хозяйстве. Доход государства составил 1190.2 млн. долларов США в 1996/97 году. Основные продукты сельскохозяйственного производства: зерно(маис) -1.711 тонн; сахарный тростник - 1.700 тонн; ячмень - 1.236 тонн; пшеница -1.180 тонн; картофель -350 тонн; пшено - 233 и кофе - 198 тонн .

Важнейшей экономической задачей правительства страны является удвоение ВНП на душу населения, который сегодня составляет 468 долларов США в год (данные 1999 года), в 1993 году этот показатель составлял 100 долларов.

Copyright © Rand McNally & Company or its licensors. All rights reserved, http://www.randmcnally.com

Рис.2. Подробная карта Эфиопии. Правительство Эфиопии, понимая важность развития инфраструктуры и привлечения капиталовложений в страну, приступило к реализации программ развития инфраструктуры в области транспорта, телекоммуникаций и энергоснабжения (см. рис.2.). В Эфиопии имеется в избытке достаточно многочисленная и недорогая рабочая сила.

Наиболее сложной государственной проблемой является вода. До 85% нильской воды состоит из Голубого Нила, берущего свое начало в высокогорных районах Эфиопии, остальная его часть начинается в холмах Бурунди, и прежде, чем достичь Египта протекает через район суданских болот. Хотя Египет находится в нижнем течении Нила, он использует львиную долю его воды. До сих пор египетская вода находилась в относительной безопасности, т.к. африканские соседи Египта были менее экономически развиты, раздираемы гражданскими войнами и поэтому слишком слабы для того, чтобы контролировать нильские истоки. Такое положение вещей уходит в прошлое, после окончания гражданской войны началось активное экономическое развитие Эфиопии. Ее население, численность которого уже такая же, как и в Египте, быстро растет. Сотни малых дамб, главным образом для орошения, строятся сейчас в Эфиопии, и планируется соорудить 4 плотины, две из них на Ниле. Как планируется, эти плотины не окажут существенного воздействия на мощность водного потока, ибо они предназначены для производства энергии, а не для ирригационных систем.

Население голодает в районах, страдающих от засухи. Эфиопия должна эффективно использовать воду, чтобы решить проблему голода. В отличие от гидроэнергетических проектов ирригационные проекты малы и не оказывают сильного воздействия на водный поток. Эти проекты относятся к внутренним программам. Однако это не означает, что они не имеют никакого отношения к Египту. Правительство Эфиопии тщательно управляет и контролирует осуществление этих программ.

Электроэнергетика Эфиопии представлена в основном гидроэлектростанциями. В настоящее время в Эфиопии действуют пять больших и пять мелких гидроэлектростанций. Крупнейшая ГЭС страны -"Мелка-Вакана" на реке Вабе (около города Додола) мощностью 152 Мвт (4*38 Мвт), ГЭС Кока на реке Аваш (около города Кока) мощностью 43,2 Мвт (3*14,4 Мвт), ГЭС Финча мощностью 100 Мвт (3*33,3 Мвт), ГЭС Аваш! и АвашН мощностью 64 Мвт (4*16 Мвт) и другие. Расположение основных электростанций показано на рис.3. Общая установленная мощность всех электростанций страны около 400 Мвт.

---, I I

J Аваш, r . \ l Dawa

Addis ftbak/- и. к / ■о \ / r7~~

Jirria М-ВаканаЛ f ^

Кока J 4

I J-I Л

Goba бг 0 v.

VL

Рис.3. Расположение основных гидроэлектростанций.

Существующие в стране линии электропередачи невелики (общая протяженность около 1500 км.) Напряжение линий электропередачи 45, 132 и 230 кВ. В стране существует государственная объединенная энергосистема, в которую входят четыре электростанции. Она обслуживает нужды столицы и прилегающих населенных пунктов. Остальные провинции страны снабжаются электроэнергией от изолированных ГЭС и небольших дизельных электростанций.

Поскольку в стране существует большое число рек, намечена разработка схемы дальнейшего развития электроэнергетики Эфиопии с выбором первоочередных ГЭС. К 2000 году в стране будет построена еще одна крупная ГЭС на реке Гилгелгибе, которая будет снабжать западную часть страны на напряжении 230 кВ.

В настоящее время в столице Эфиопии Аддис-Абебе расположены восемь подстанций в различных районах. Среди существующих подстанций наиболее крупные подстанции имеют трансформаторы мощностью 22 МВА, а самые маленькие подстанции имеют трансформаторы мощностью 4 МВА. В результате значительного прироста городского населения возникает проблема электроснабжения городов. Решение этой проблемы предусматривает реконструкцию существующих и создание новых городских подстанций и распределительных сетей. В 1993 году в стране произведено 1,386,956 тыс. кВт*ч. электроэнергии.

Возвращаясь к проблеме оптимизации, отметим, что входящие в энергосистему гидроэлектростанции работают по графикам, определяемым водным режимом рек и межгосударственными соглашениями. Поэтому в работе рассматривается оптимизация режима работы электрической сети. При заданной выработке активной мощности, решаем задачу оптимизации распределения реактивной мощности. В замкнутой электрической сети выбираем коэффициенты трансформации и уровни напряжений, отвечающие оптимальному распределению реактивной мощности и минимуму потерь. Решению этих актуальных вопросов и посвящена настоящая диссертационная работа.

В первой главе работы сделан обзор литературы по математическим и техническим вопросам оптимизации. В этом разделе сделана попытка систематизации общего списка литературы по рассматриваемому вопросу по разделам. В работе отмечается, что в практике используются программные средства, позволяющие проводить оптимизационные расчеты в сложных схемах. Рассмотрены перспективные методы моделирования и оптимизации электрических режимов с помощью искусственных нейронных сетей. Однако, учитывая экономические возможности Эфиопии, основной акцент в работе сделан на простейшие методики оптимизации электрических режимов.

Вторая глава посвящена рассмотрению методических вопросов оптимального распределения потоков мощности в разомкнутых и замкнутых сетях. Понимание причин возникновения дополнительных потерь мощности в сетях позволяет правильно решить задачу оптимизации. Отмечается, что причинами дополнительных потерь мощности в сетях являются потоки реактивной мощности и неэкономичное распределение нагрузки между электростанциями. Уравнительные потоки реактивной мощности возникают в замкнутых сетях из-за неуравновешенных коэффициентов трансформации и неоднородности сетей. Отдельно анализируется оптимальный выбор уровня рабочего напряжения в передающих и распределительных сетях. Для радиальных сетей получены выражения для определения величины мощности компенсирующий устройств, отвечающих минимуму потерь.

Третья глава посвящена исследованию методов оптимизации режимов электрических сетей как для простых, так и для сложных схем. Проведено сопоставление для простейшей электропередачи метода приведенного градиента и ручной оптимизации. Получено аналитическое выражение для оптимального распределения активной мощности с учетом потерь в сети с двухсторонним питанием. Отмечается, что в условиях рыночных отношений в энергетике, для энергоснабжающих организаций целесообразно проводит оптимизацию финансовых затрат на приобретение и передачу электроэнергии, а не по минимуму затрат на условное топливо.

Четвертый раздел диссертационной работы посвящен созданию модели энергосистемы Эфиопии и проведению в ней исследований по экономичности режимов работы. При упрощении схемы эквивалентировались мелкие нагрузочные узлы. Для оптимизации использовалась упрощенная схема. В этой главе на основе предложенной методики были сделаны расчеты по оптимизации распределения активной мощности между параллельно работающими гидростанциями. Затем определяется оптимальный уровень напряжений в линиях электропередачи и оптимальное распределение потоков реактивной мощности.

В заключении отмечены основные выводы по диссертационной работе.

Диссертация включает введение, четыре главы и заключение, изложенные на 115 страницах. Содержит 17 рисунков, 33 таблиц, список литературы из 131 наименований. Общий объем работы 134 страниц.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Лемма Берека Г/Мескел

3.5. Выводы по главе

1. В разделе 3.1 рассмотрена методика оптимизации уровня напряжения в линии электропередачи и показано, что для слабозагруженных линий 220 кВ потери на корону и нагрев сопоставимы. Приведенные в 3.1.2. графики показывают, что для линии Финча - Адис- Аббеба оптимальным является напряжение 225-230 кВ.

2. Исследовано и получено выражение для расчета оптимального распределения реактивных мощностей в радиальных схемах (3.10).

3. В работе проанализированы условия оптимального распределения активной мощности в электрических сетях и получено выражение (3.12) для расчета оптимальных значений мощности в сетях с простой конфигурацией.

4. Проведено сопоставление предложенного метода оптимизации распределения активной мощности с методом нелинейного программирования и показано, что разработанная упрощенная методика дает вполне хорошие результаты.

5. В разделе 3.3.2. вычислены оптимальные значения потоков активной мощности, с учетом потерь в линиях, для энергосистемы Эфиопии для трех уровней потребляемой мощности.

6. В разделе 3.4 проведен анализ и сопоставление методик оптимизации распределения реактивных мощностей в сложных электрических сетях.

Глава 4. Оптимизация установившихся режимов электроэнергетической системы Эфиопии

На основе рассмотренных ранее методов оптимизации в настоящей главе в качестве примера проведем оптимизацию режима для энергосистемы Эфиопии. Поскольку Эфиопия относится к категории бедных стран, то использование программ комплексной оптимизации, например «спайдер» концерна ABB, невозможно по причине высокой стоимости необходимого оборудования и программного обеспечения. Работа в условиях ограниченных материальных ресурсов, выдвигает на первый план задачу повышения экономичности работы энергосистемы. Снижение потерь мощности и энергии дает дополнительные ресурсы для развития промышленности и сельского хозяйства. При общей установленной мощности электростанций 400 МВт снижение потерь на 1015% сулит значительную выгоду, а как отмечалось выше экономия может быть и больше.

Общую методику оптимизации режима энергосистемы, предлагаемую в диссертации, можно описать следующим образом:

1. нахождение оптимального распределения активной мощности между электростанциями с учетом потерь линиях основной сети;

2. выбор оптимального уровня напряжений и распределения реактивной мощности между электростанциями;

3. процедуры дооптимизации, т.е. оптимальное регулирование напряжений и реактивной мощности в распределительной сети.

4.1. Составление расчетной схемы энергосистемы Эфиопии

В процессе выполнения практической части работы нам пришлось столкнуться со сложностями получения данных по энергосистеме. За основную принята схема, полученная от Эфиопской энергетической корпорации, которая приведена на рис. 4.1. На схеме приведены основные сети напряжением от 15 до 230 кВ. Моделирование линий электропередачи осуществлялось на основе п-образной схемы замещения. Параметры схем замещения принимались по данным энергетической корпорации «Характеристики линий электропередачи высокого напряжения в ЭС Эфиопии» (приложение 1.). Следует обратить внимание на двухцепную линию от ГЭС М-Вакана до подстанции Кока длиной 164 км и напряжением 230 кВ, зарядная мощность этой линии составляет 53 МВАр. Для обеспечения нормальной работы системы на подстанциях установлены шунтирующие реакторы. Примерно такие же параметры имеет линия Финча - Маркое, а линия Маркое - Бахидар имеет длину 195 км, очевидно, что на этих линиях так же необходима установка реакторов. В рассматриваемой таблице приведены данные по 100 линиям напряжением 230, 132, 66 и 45 кВ. Данные по нагрузкам были взяты из таблицы «Пиковая и средние значения нагрузок основных районных подстанций» (приложение 2.). Для определения расчетного значения реактивной нагрузки принималось среднее значение coscp =0.9. По имеющимся данным была получена модель энергосистемы Эфиопии, схема которой приведена на рис.4.2. Параметры схемы замещения даны в таблице (приложение 3.).

Для полученной модели были произведены серии расчетов установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии. Поскольку данных по режимам работы реальной энергосистемы получить не удалось, то рассматривались режимы, отвечающие допустимым значениям перетоков мощности и уровням напряжений в узловых точках сети. cohbou.iu

Рис.4.1. Схема энергосистемы Эфиопии оо l>->

Оценка эффективности предлагаемых мероприятий оценивалась по снижению величины потерь мощности. Отдельно рассматривались потери для каждого класса напряжений и отдельно в трансформаторах и линиях. Пример таблицы потерь приведен на рис. 4.3.

4.2. Построение эквивалентных схем для энергосистемы Эфиопии

На основе расчетной схемы была построена эквивалентная модель для которой и определялось оптимальное распределение активной мощности между электростанциями. Для получения эквивалента в схеме были выбраны эквивалентируемые, сохраняемые и узлы примыкания. Произведен расчет режима для исходной схемы. Эквивалентирование выполнялось таким образом, чтобы режим сохраняемых узлов не менялся. Эквивалентирование выполнялось раздельно для мощностей генерации и нагрузки. В узлах примыкания, к оставшейся без изменения части схемы, подключаются эквивалентные нагрузки или генерация. Вариант промежуточного эквивалента схемы приведен на рис. 4.4.

Рис.4.3. Таблица потерь.

B3+J21

Рис.4.4. Промежуточный эквивалент схемы энергосистемы Эфиопии

Затем процедура эквивалентирования была повторена еще раз и окончательный вид эквивалентной схемы показан на рис. 4.5. Следует отметить, что потери эквивалентируемых узлов включались в мощность нагрузки и поэтому данная схема может использоваться для расчета оптимального распределения мощности между станциями.

Addis-Abeba

Рис. 4.5. Эквивалентная схема энергосистемы Эфиопии.

Для этой схемы и решалась задача оптимального распределения мощности, как методом линейного программирования, так и по (3.12).

4.3. Исследование оптимальных режимов

В качестве примера оптимизации рассмотрим первый режим работы энергосистем с суммарной нагрузкой 200 МВт. Распределение мощностей между станциями, отвечающее оптимальному режиму для этого варианта нагрузки приведено на рис.4.6. Загрузка станций соответствует результатам, полученным в разделе 3.3.2,

ОПТ Р=200 Si=65.7 S2=74.7 S3=31.5 S4=28.2 AP=4.48 МВт

Соответствующие этому режиму потери показаны в табл.4.1.

Заключение

1. Рассмотрены различные режимы работы замкнутой электрической сети и показано, что существуют две физические причины возникновения дополнительных потерь мощности - это неоднородность сопротивлений схемы замещения и несбалансированные коэффициенты трансформации.

2. В работе подробно исследована физическая сущность дополнительных потерь, вследствие неоднородности сети, и показано, что из-за несбалансированных составляющих падение напряжения в контуре появляются уравнительная ЭДС и ток, являющиеся причиной увеличения потерь.

3. С помощью классического исследования на экстремум подтверждено, что минимуму потерь замкнутых сетей, отвечает распределение по активным сопротивлениям.

4. Исследованы и объяснены причины неравномерного распределения мощностей по параллельно работающим линиям электропередачи разных классов напряжения.

5. В работе проанализированы условия оптимального распределения активной мощности в электрических сетях и получено выражение (3.12) для расчета оптимальных значений мощности в сетях с простой конфигурацией.

6. Проведено сопоставление предложенного метода оптимизации распределения активной мощности с методом нелинейного программирования и показано, что разработанная упрощенная методика дает вполне хорошие результаты.

7. Правильность методических положений работы и полученных результатов подтверждены многократными расчетами установившихся режимов для энергосистемы Эфиопии, выполненые с помощью программы РАСТР.

8. Показано, что среди множества реализуемых режимов оптимальный имеет наименьшие потери активной мощности в сети, причем в других режимах потери могут быть больше на 20-30%.

9. Целесообразность оптимизации режима по реактивной мощности подтверждена результатами расчетов, представленных в разделе 4.3.1.

10.Результаты расчетов режимов, выполненные с помощью программы РАСТР и приведенные в главе 4 подтверждают справедливость выводов предыдущих разделов работы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лемма Берека Г/Мескел, 2002 год

1. Александров О.И., Бабкевич Г.Г. Оперативные алгоритмы расчета потокораспределения в сложной ЭЭС. Электронное моделирование. 1992,- 14, N6. С.66-70.

2. Аммар Бен Салем. Комплексная оптимизация развития объединенной энергосистемы стран Союза Арабского Магриба. Автореф. дисс. канд. эконом, наук, С-Петербург. 1994.

3. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем. /Н.А. Мурашко, Ю.А. Орхозин, JI.A. Крумм и др. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд, 1987.

4. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость:/ Пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. М.: Энергия, 1980.

5. Аоки М. Введение в методы оптимизации. М.: Наука, 1977.

6. Арзамасцев Д.А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем. Свердловск: Изд. УПИ, 1984.

7. Арзамасцев Д.А. и др. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учеб. Пособие. -М.: Высш. Шк.,1983.

8. Арзамасцев Д.А. и др. Модели оптимзации развития энергосистем: Учебник. М.: Высш. Шк., 1987.

9. Ашманов С.А. Линейное программирование: Учеб. Пособие. -М.: Высш. Шк., 1981

10. Ашманов С.А., Тихонов А.В. Теория оптимизации в задачах и упражнениях. -М.: Высш. Шк., 1981.

11. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: Методы анализа и управления. -М.: Энергоатомиздат. 1990.

12. Баркан Я.Д. Автоматизация режимов по напряжению и реактивной мощности: Из опыта Латвглавэнерго. М.: Энергоатомиздат, 1984.

13. Бондаренко А.Ф., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. Концепция оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России в рыночных условиях. Сборник статей «Проблемы диспетчерского и автоматического управления». М.: Издательство МЭИ, 1997.

14. Вариационное исчисление и оптимальное управление: Учебник/под ред. В.С.Зарубина -М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1999.

15. Васильев В.П. Численные методы решения экстремальных задач. -М.: Наука, 1980.

16. Васильков Ю.Н., Василькова Н.Н., Компьютерные технологии вычислений в математическом моделировании: Учебн. Пособие. -М.: Финансы и статистика, 1999.

17. Веников В.А. и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник.- М.: Энергоатомиздат, 1990.

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

19. Веников В.А., Головицын Б.И., Лисеев М.С. Исследование некоторых алгоритмов управления стационарными режимами электроэнергетических систем. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973 №4, с.3-16.

20. Веников В.А., Жуков Л.А., Поспелов Г.Е. Электрические системы: Режимы работы электрических сетей и систем. М.: Высш. Шк., 1975.

21. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. «Регулирование напряжения в электроэнергетических системах.» М.: Энергоатомиздат, 1985.

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

23. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. -М.: Наука. 1986.

24. Воропай Н.И. Упрощение математических моделей динамики электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд, 1981.

25. Габасов Р., Кириллова Ф.М. Методы оптимизации. Минск.: Изд-во БГУ, 1975.

26. Галушкин А. Современные направления развития нейрокомпьтерных технологий в России./ Открытые системы. 1997, №4.

27. Гамм А.З., Герасимов Л.Н., Голуб И.И., и др. Оценивание состояния в электроэнергетике. -М.: Наука, 1983.

28. Гамм А.З., Крумм Л.А. Методы оптимизации режима сложных электроэнергетических систем при случайном характере исходной информации. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1972, №1. с.46-60

29. Герасимов С.Е., Горюнов Ю.П., Евдокунин Г.А., Иванов С.А. «Численные и аналитические методы анализа режимов электрических систем. Учебное пособие.» Л.: издательство ЛПИ, 1986.

30. Герасимов С.Е., Лемма Берека, Сендажи А. Оптимизация распределения нагрузки между электростанциями. Материалы научной конференции студентов и аспирантов. С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, 1999.

31. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Методы оптимизация режимов распределительных сетей. Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий. 14-16 июня 2001 г., С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, с.51-54.

32. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Оптимизация режима радиальной электрической сети. Материалы Всероссийской научно-технической конференции: «Фундаментальные исследования в технических университетах» 8-10 июня 2000 г., С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, с.127.

33. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Проектирование системы электроснабжения столицы Эфиопии Адисс-Абебба. Современные научные школы: Перспективы развития. Материалы научной конференции студентов и аспирантов. С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, 1998.

34. Герасимов С.Е., Меркурьев А.Г. Регулирование напряжения в распределительных сетях. С-Пб., С-3 филиал АО «ГВЦ Энергетики» 1997.

35. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. -М.: Мир, 1985.

36. Горбань А.Н. Обучение нейронных сетей. М.": изд. СССР-США СП "ParaGraph", 1990. 160 с.

37. Горбань А.Н., Россиев Д.А. Нейронные сети на персональном компьютере. Новосибирск: Наука, 1996.

38. Горнштейн В.М. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.

39. Гуссейнов Ф.Г. Упрощение расчетных схем электрических систем. -М.: Энергия, 1978.

40. Дальние электропередачи 750 кВ: Сборник статей / Под ред. А.М.Некрасова и С.С. Рокотяна, М.: Энергия, 1975.

41. Дубицкий Г.А. Советчик диспетчера для быстрой коррекции режима

42. ОЭЭС по активной мощности / Советчики диспетчера по оперативной коррекции режимов работы ЭЭС. Иркутск, 1984.

43. Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообьединениями. -М.: Издательство МЭИ, 1996.

44. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. -М.: Энергия. 1979.

45. Железко Ю.С. «Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах.» М.г Энергоатомиздат, 1981.

46. Железко Ю.С. «Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии.» М.: Энергоатомиздат, 1985.

47. Идельчик В.И. «Электрические системы и сети.» М.: Энергоатомиздат, 1989.

48. Идельчик В.И. «Расчеты установившихя режимов электрических сетей. Под редакцией Веникова В.А.» М.: Энергия, 1977.

49. Каменский М.Д. Электрические системы. Госэнергоиздат. 1952.

50. Конюховский П.В. Математические методы исследования операций в экономике.-СПб.: Издательство Питер,2000.

51. Короткевич A.M. совершенствование методов оптимизации режимов энергосистемы по напряжению и реактивной мощности. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Минск. 2000.

52. Крумм Л.А. Методы приведенного градиента при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука , 1977.

53. Лебедев С.А., Жданов П.С., Городский Д.А., Кантор P.M. Устойчивость электрических систем. М.: Госэнергоиздат, 1940.

54. Лебедева Л.М. Методы и алгоритмы оптимизации расчетных режимов при оценке надежности сложных электроэнергетических систем. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Иркутск, 1998.

55. Левинштейн М.Л., Щербачев О.В. Статическая устойчивость электрических систем. Учебное пособие, СПб.: СПбГТУ, 1994.

56. Лисеев М.С. К задаче автоматизации регулирования режимов электрической системы по напряжению и реактивной мощности. -Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973 №2, с.91-98.

57. Лисеев М.С. Применение методов математического программирования к решению задач оперативного управления режимами электрических систем по напряжению и реактивной мощности. Изв. вузов. Энергетика, 1973 №8, с. 12-16.

58. Лисеев М.С., Эль-Саях С. Метод расчета наивыгоднейшего распределения реактивных мощностей в районных сетях. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1979 №5, с.80-86.

59. Мельников Н.А. Реактивная мощность в электрических сетях. -М.: Энергия, 1975.

60. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. -М.: Энергия, 1975.

61. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимизации. -М.: Наука. Гл.ред. ф-м.л., 1978.

62. Нейман Л.Р., Демирчан К.С. Теоретические основы электротехники. Т.1;т.2.-Л.: Энергоиздат, 1981.

63. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для ВУЗов.»-М.: Энергоатомиздат, 1984.

64. Новгородцев А.Б. 30 лекций по теории электрических цепей: Учебник для вузов. СПб.: Политехника, 1995.

65. Оптимальные режимы работы энергосистем: Сб. научн. Трудов/ВНИИЭ. -М.: Энергоатомиздат. 1985.

66. Петренко Л.И. Электрические сети и системы. Киев: Вища школа, 1981.

67. Петров Ю.П. Вариационные методы теории оптимального управления.-Л.: Энергия. 1977.

68. Петров Ю.П. Три очерка по истории оптимизации и оптимального управления.- СПб.: ООП НИИХ, 1998.

69. Поляк Б.Т. Введение в оптимизацию. -М.: Наука, 1983.

70. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. М.: Энергоиздат, 1981.

71. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М., Федин В.Т. Компенсирующие и регулирующие устройства в электрических системах. Л.: Энергоатомиздат, 1983.

72. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети: Проектирование. Мн.: Выш. Шк., 1988.

73. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения/ Под ред. Г.Н. Александрова. СПб.: Энергоатомиздат, Сант-Петербургское отделение, 1993.

74. Расчеты и анализ режимов, программирование и оптимизация работы сети. Под редакцией / В.А. Веникова. М., 1974.

75. Рейклейтис Г., Рейвиндран А., Рэгсдел К, Оптимизация в технике: -М.: Мир, 1986.

76. Рокотян И.С., Федоров Д.А. «Применение методов математического программирования для выбора оптимальной конфигурации сети» .М.: Высш. Шк., 1999.

77. Рябокрис И.Ф. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях. -Киев: Укр. ВИНИТИ, 1976.

78. Системы: декомпозиция, оптимизация и управление/ Сост. М. Сингх, А. Титли; М.: Машиностроение, 1986.

79. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. -М.: Энергоатомиздат, 1988.

80. Солдаткина JI.А. «Электрические сети и системы.» М.: Энергия, 1978.

81. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.

82. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. М.: Энергоатомиздат, 1989.

83. Статические компенсаторы для регулирования реактивной мощности. Под. ред. P.M. Матура. М.: Энергоатомиздат, 1987.

84. Строев В.А., Рокотян И.С. «Методы математической оптимизации в задачах электроснабжения» М.: Высш. Шк., 1998.

85. Тарасов В. И. Особенности алгоритмической и программной реализации методов минимизации при решении уравнений установившихся режимов электроэнергетических систем. Журнал "Электричество ", 2/1997 год.

86. Терехов В.А., Ефимов Д.В., Тюкин И.Ю., Антонов В.Н. Нейросетевые системы управления. С-Пб.: Изд-во С-Пб Университета, 1999.

87. Турчак Л.И. Основы численных методов: Учебное пособие.М.: Гл. ред. Ф-М.Л.,1987.

88. Уоссермен Ф. Нейрокомпьютерная техника: Теория и практика./ Пер. с англ. М.: Мир, 1992.

89. Фазылов Х.Ф., Юлдашев Х.Ю. Оптимизация режимов электроэнергетических систем. -Ташкент.: ФАН. 1987.

90. Ханина Е.П. Оптимизация режимов работы ЭЭС с учетом особенностей рыночной экономики. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Новосибирск, 1997.

91. Холмский В.Г. Расчет и методы оптимизации режимов электрических сетей (специальные вопросы). Учебное пособие. -М: Высш. Шк. 1975.

92. Цыпкин Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. -М.: Наука, 1968.

93. Черненко П.А., Прихно B.J1. Оценка состояния и оптимизация по напряжению и реактивной мощности электроэнергетической системы. Техническая термодинамика, 1980, №5. с. 80-85. 96.Черноруцкий И.Г. Методы оптимизации: Учеб. Пособие. - СПб.:

94. Изд-во СПбГТУ, 1998. 97.Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб.

95. Пособие. Под редакцией В.А. Строева,- М.: Высш. Шк., 1999. 98.Электрические системы. Под ред. В.А.Веникова. М.: Высш. Шк.1972.

96. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. Под ред. В.А.Веникова. М.: Высш. Шк.1973.

97. Электропередачи 1150 кВ: Сб. ст.: В 2-х кн./Под ред. Г.А.Илларионова, B.C. Ляшенко. М.: Энергоатомиздат, 1992.

98. A.A.El-Keib, Х.Ма. Application of artificial neural net-works in voltage stability assessment. IEEE Trans, on Power Systems, vol.10, N4,Nov. 1995.

99. Aboreshaid S. , Billinton R., Fotuhi-Firuzabad M. Probabilistic Transient Stability Studies Using the Method of Bisection. IEEE Transaction on power System, Vol.11, No.4,November 1996.

100. D.J.Sobajic and oth. Real-time security monitoring of electrical power systems using parallel associative memory. IEEE.90 (2929-2932).

101. Dy Liacco Т.Е. Real-time computer control of power systems. -Proc. IEEE, 1974.

102. Grantham W. J. and Vincent T.L., Modern control systems analysis and design, John Wiley & Sons, Inc. New York, 1993.

103. H.C.Chang and oth. Neural networks based selforganizing Fuzzy Controller for transient Stability of Multi machine Power Systems. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N2, June, 1995.

104. J.Plettner-Maraliani. Optimisation of the combination of power units in smoll electric grids. Annual report, vol 62, 1999 of the Institute of Power System and Economics, RWTH Aachen, Germany, -p.75.

105. Kamwa I., Farzaneh M. Data translation and order reduction for turbine-generator models used in network studies. IEEE Transaction on Energy Conversion.Vol.12, No.2,June 1997.-C.118-126.

106. Kuo В. C., Automatic control systems, Printice-Hall, Inc. New Jersey, 1987.

107. L.H.Jeng and oth. Damping of torsional Oscillations in a parallel AC/DC System using an artificial neural network tuned supplemental subsynchronous damping controller. Proc. Natl. Sci. Connc. Roc(A), vol.20, N2, 1996 (174-184).

108. Lewis F. L., and Syrmos V. L. Optimal control . John Wiley, New York, 1995.

109. Lof P.-A. On static analysis of long-term voltage stability in electric power system/ Royal Ins. Of Technology/ -Stockholm, 1995.

110. M.A.El-Sharkawi and oth. Localization of WindingShorts Using Fuzzi fied Neural networks. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N1, March, 1995.

111. M.E.Aggoune and oth. Artificial neural networks for power system static security assessment. ISCAS.89 (490-494).

112. M.La Scala, M.Trovato, F.Torelli. A neural network based mehtod for voltage security monitoring. IEEE Trans, on Power Systems, vol.11, N3, Aug. 1996.

113. Marzio Leonardo. A new utility-user interface for a qualified energy consumption. Pattern Recogn. 1995. - 28, N10 - p. 1507-1515.

114. Ogata K., Modern control engineering, Prentice-Hall. 1970.

115. R.Fischl and oth. Screening power system contingencies using a back-propagation trained multiperceptron. ISCAS.89 (486-489).

116. R.I.Thomas and oth. On-line security screening using an artificial neural network. IEEE.90 (2921-2924).

117. S.R.Chaudhry and oth. An artificial neural network Method for the identification of Saturated Turbogenerator Parameters dased on a coupled Finite-Element/State-Space Computational algorinhm. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N4, Dec. 1995.

118. Sakural Kyoko, Nishimura Kazuo, Hayashi Hideki. A practical method based on structured neural networks to optimize power system operation. Proc. Int. Jt Conf. Neural Networks, nagoya, Oct. 25-29, 1993: IJCNN'93 Nagoya. Vol.1. - Nagoya, 1993, p.873.

119. Santoso N. Iwan, Tan Owen T. Neural net based real-time control of capacitors installed on distribution systems. IEEE Trans. Power. Deliv. 1990 5, N1. - p.266-272.

120. Takuldar S.M. Computer aided dispatch for electric power.- Proc. IEEE, 1981.

121. Y.Zhang and oth. Artificial neural network power system Stabilizers in Multi-Machine Power System Snviroment. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N1, March, 1995.

122. Flatabo "Application of Optimization techniques to study power system network performance". CIGRE SC 38 Reports, issue 174, 1997.

123. G.L. Torres, Quintana, V.H. "Optimal Power Flow by a Nonlinear Complementarity Method". IEEE Power Engineering Review, 2000.

124. H.G. Kwanti, A.K. Pasrija, and L.Y. Bahar, "Static bifurcations in electric power networks: Loss of steady-state stability and voltage collapse," IEEE Trans, on Circuits and Systems, vol.CAS-33, pp.981 — 991, Oct. 1986.

125. M.E.Aggoune. An artificial neural net based method for power system state estimation. Proc. Int. Jt Conf. Neural Networks, Nagoya, Oct. 25-29, 1993: IJCNN'93 Nagoya. Vol.2. Nagoya, 1993. - p. 1523-1526.