Разработка мероприятий по локализации аварий энергосистем, связанных с глубоким снижением напряжения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.09.03, кандидат технических наук Артемьев, Максим Сергеевич

• Артемьев, Максим Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Артемьев, Максим Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

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

1.1. Современное состояние энергосистемы.

1.2. Прогноз потребления электроэнергии.

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

1.3.1. Авария в энергосистеме Швеции 27 декабря 1983 года.

1.3.2. Системная авария 23 июля 1987 года в Токио.

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

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

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

1.4. Задачи диссертации.

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

2.1. Математическое моделирование переходных процессов синхронного генератора.

2.2. Модели систем возбуждения и АРВ генераторов.

2.3 Моделирование момента турбин.

2.4. Модель асинхронной нагрузки.

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

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

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

3.1. Общие требования к автоматическим устройствам ограничения снижения напряжения.

3.2. Переходные процессы при снижении напряжения.

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

3.4. Рекомендации по заданию уставок локальных автоматик АОСН и А0П

ГЛАВА 4. Примеры реализации алгоритмов АОСН и АРЛ.

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

4.2. АОСН Гарболовско - Громовского транзита.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка мероприятий по локализации аварий энергосистем, связанных с глубоким снижением напряжения»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение диссертации по теме «Электротехнические комплексы и системы», Артемьев, Максим Сергеевич

Выводы по главе 4

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Артемьев, Максим Сергеевич, 2011 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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