Разработка методики моделирования установившихся режимов электроэнергетических систем с гибкими электропередачами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Радилов, Тудор Владимирович

• Радилов, Тудор Владимирович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Радилов, Тудор Владимирович

Содержание

Введение

Глава 1. Проблема слабых мест. Необходимость использования устройств ГЭП для их усиления

1.1 Сенсоры и слабые места в ЭЭС

1.2 Задача выявления слабых мест в ЭЭС. Способы их усиления

1.3 Использование гибких систем электропередачи для повышения надежности функционирования ЭЭС

1.3.1 Введение

1.3.2 Статический тиристорный компенсатор

1.3.3 Тиристорно-управляемое устройство продольной компенсации

1.3.4 СТАТКОМ

1.3.5 Синхронный статический продольный компенсатор

1.3.6 Объединенный регулятор потоков мощности

1.4. Выводы по главе

2. Расчет установившихся режимов ЭЭС при использовании устройств гибких электропередач

2.1 Введение

2.2 Математическая модель поперечных устройств ГЭП первого поколения для расчета установившихся режимов ЭЭС

2.2.1 Определение проводимости ТРГ

2.2.2 Математическая модель ТРГ с последовательно соединенным трансформатором связи

2.2.3 Математическая модель СТК с последовательно соединенным трансформатором связи

2.3 Математическая модель ТУПК

2.4 Формы записи узловых уравнений установившегося режима при учете устройств ГЭП первого поколения

' ЧЧ'^л1,1г\|"< м (V V ■ V;! V '" > .V " ''' ' Г«' ' < < I 1 ' V '

Л ' Г '

2.5 Расчет установившихся режимов сложнозамкнутой электрической сети при использовании устройств ГЭП первого поколения

2.6 Выводы по главе

Глава 3. Оценка влияния устройств ГЭП на чувствительность узлов и слабость ветвей ЭЭС в установившихся режимах

3.1 Введение

3.2 Аппарат сингулярного анализа матрицы чувствительности

3.2.1 Разные формы матрицы чувствительности

3.2.2 Сингулярный анализ матрицы чувствительности

3.2.3 Учет балансирующего узла при анализе чувствительности узлов и слабости ветвей ЭЭС

3.3 Влияние устройств ГЭП на обусловленность матрицы чувствительности

3.3.1 Учет поперечных устройств ГЭП при составлении матрицы чувствительности

3.3.2 Учет продольных устройств ГЭП при составлении матрицы чувствительности

3.4 Влияние устройств ГЭП на предел передаваемой активной мощности слабых связей ЭЭС

3.5 Выводы по главе

Глава 4. Оценка влияния устройств ГЭП первого поколения на неоднородность ЭЭС

4.1 Введение

4.2 Математический подход к расчету общесистемного показателя неоднородности ЭЭС, содержащих устройства ГЭП

4.2.1 Расчет общесистемного показателя неоднородности ЭЭС методом узловых напряжений

4.2.2 Влияние устройств ГЭП на общесистемный показатель неоднородности йуг

(>' к /'1

л, н

V < )

1 \

♦.Шг Ч^'I1 Л',г

И1 (I

I }*,

Л *

I * /

I I »

* ! Г I

^ Л

I /"

4.2.3 Расчет общесистемного показателя неоднородности ЭЭС методом

контурных токов

4.2.4 Влияние устройств ГЭП на общесистемный показатель неоднородности с1у1

4.2.5 Влияние устройств ГЭП на общесистемный показатель неоднородности

4.3 Выводы по главе

Заключение

Список используемой литературы

Приложение А. Алгоритм программы расчета

Приложение Б. Параметры тестовой схемы

Приложение В. Режимные параметры компенсированной электрической сети при одноцепной В Л 13-8

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики моделирования установившихся режимов электроэнергетических систем с гибкими электропередачами»

Введение

Формирование Единой национальной энергетической системы (ЕНЭС) Российской Федерации проходило в условиях либерализации энергетической отрасли. В результате данного процесса появился ряд новых проблем, отрицательно влияющих на условия нормального функционирования электроэнергетики России. Наиболее важными среди них являются:

• неоптимальность режимов работы электроэнергетической системы (ЭЭС) и рост суммарных потерь активной мощности, вызванных неэффективным использованием мощных линий электропередачи (ЛЭП) сверхвысокого напряжения. Это связано с неоптимальным распределением потоков мощностей в параллельных связях разного номинального напряжения при их неодинаковом соотношении активного и реактивного сопротивлений;

• ограниченная пропускная способность системообразующих связей в условиях роста мощностей узлов нагрузки и конкуренции в области производства электроэнергии;

• существование в ЭЭС слабых связей и узлов с чувствительными фазами и модулями напряжения к внешним возмущающим воздействиям, вследствие ее неоднородности;

• слабая управляемость электрических сетей и недостаточное число устройств продольной и поперечной компенсации реактивной мощности.

• рост стоимости сооружения новых ЛЭП из-за введения прав на частную собственность земли и более жестких экологических требований к их строительству.

Частичное устранение этих проблем связано с рациональным использованием существующих ЛЭП за счет увеличения их пропускных способностей и управления передаваемой по ним активной мощности в нормальных и после-аварийных режимах, что в значительной степени связано с применением устройств гибких электропередач (ГЭП). Расчет установившихся режимов ЭЭС представляет собой исходную точку для проведения системного анализа, кото-

рый сводится к оптимизации режимов электрических сетей, или расчету режимов, подверженных большим и малым возмущающим воздействиям. Именно этот факт послужил основой для разработки разных методик расчета установившихся режимов, представленных в большом количестве публикаций. В связи с этим стало необходимым усовершенствовать математическую модель ЭЭС, содержащих устройства ГЭП, для расчета установившихся режимов.

Известно, что установившийся режим любых электрических систем и сложных сетей описывается нелинейными уравнениями, для решения которых применяются различные итерационные методы расчета. Наиболее широкое применение получил метод Ньютона за способность обеспечить быструю и надежную сходимость к решению. В результате расчета установившегося режима электрической сети по методу Ньютона вычисляются модуль и фаза напряжений в ее узлах, или продольная и поперечная составляющие этих напряжений, в зависимости от формы представления вектора состояния. В качестве переменной состояния, описывающей устройства ГЭП принято считать угол открытия их управляемых вентилей.

Оптимальная расстановка устройств ГЭП в электрической сети является другим важным вопросом при расчете установившихся режимов электрических сетей. Наиболее подходящими элементами электрической сети для расстановки устройств ГЭП выступают ее слабые узлы и связи, выявленные в результате расчета установившихся режимов.

В любой ЭЭС существуют слабые связи, предел пропускной способности в которых может быть достигнут раньше, чем в других, при схемно-режимных изменениях в системе. Для усиления таких связей могут быть использованы продольные устройства ГЭП.

Слабые узлы подходят для установки в них поперечных устройств ГЭП с целью компенсации реактивной мощности и поддержания желаемых уровней напряжения.

Состав слабых связей и узлов в ЭЭС может кардинально измениться при утяжелении ее режима работы. Однако в любой ЭЭС существуют связи и узлы, слабость которых вызвана ее конструктивными параметрами, т. е. инвариантными к режиму факторами или ее параметрической неоднородностью.

Применение устройств ГЭП сделает возможным увеличение области существования установившихся режимов ЭЭС, а также запаса статической устойчивости ЭЭС. Они способствуют усилению ЭЭС в целом и снижению степени ее неоднородности.

Объектом исследования являются ЭЭС, содержащие управляемые устройства продольной и поперечной компенсации.

Предметом исследования являются установившиеся режимы ЭЭС с применением продольной и поперечной компенсации, а также реакция узлов и ветвей схемы ЭЭС на внешние возмущения.

Цель работы заключается в обосновании, разработке и практической реализации математической модели ЭЭС, оснащенной устройствами гибких электропередач, для расчета и анализа установившихся режимов ее функционирования, а также в выборе мест установки этих устройств для усиления ее слабых узлов и связей.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

• изучение основных типов устройств ГЭП, принципов работы и способов их представления в схемах замещения ЭЭС;

• обоснование и разработка математической модели ЭЭС, содержащей продольные и поперечные устройства ГЭП, для расчета и анализа установившихся режимов;

• применение сингулярного разложения матрицы Якоби для оценки влияния устройств ГЭП на чувствительность фаз и модулей узловых напряжений ЭЭС в установившихся режимах ее функционирования и на изменение параметров слабых мест ее схемы;

• определение общесистемного количественного показателя неоднородности ЭЭС и оценка влияния устройств ГЭП на данный показатель;

• использование общесистемного показателя неоднородности при планировании развития ЭЭС, а также при их проектировании с целью выбора наиболее экономичного варианта;

• тестирование предложенной модели ЭЭС, оснащенной устройствами ГЭП, с помощью вычислительных экспериментов на ПЭВМ.

Основные результаты и их научная новизна заключаются в следующем:

• разработана математическая модель ЭЭС, содержащей электропередачи сверхвысокого напряжения, оснащенные продольными и поперечными устройствами ГЭП первого поколения, для расчета ее установившихся режимов;

• проведено сравнение оценок чувствительности фаз напряжения в узлах и слабости ветвей ЭЭС по результатам сингулярного анализа матрицы Якоби и сокращенной матрицы чувствительности 0к(б));

• разработана математическая модель ЭЭС для оценки влияния тиристор-но-управляемого устройства продольной компенсации (ТУПК), установленного в наиболее слабой связи, на чувствительность фаз напряжения в узлах в установившихся режимах;

• определено и показано влияние ТУПК на предел передаваемой мощности наиболее слабых связей при изменении его емкостного сопротивления;

• предложено несколько подходов к определению общесистемного количественного показателя параметрической неоднородности ЭЭС любой конфигурации.

Методика проведения исследований. Решение поставленных задач основано на применении методов математического моделирования ЭЭС, аппарата сингулярного анализа матриц, численных методов решения нелинейных уравнений, а также матричного метода исследования вопросов адресности потоко-распределения мощности. Была использована теория дальних линий электропередачи, а также рассмотрены положения теории неоднородности ЭЭС.

Практическая ценность работы и внедрение результатов. Результаты диссертационной работы могут быть использованы в проектных и научно - исследовательских организациях на этапе планирования перспективного развития электрических сетей и систем для решения задачи повышения управляемости ЛЭП, выбора мест установки управляемых компенсирующих устройств, оптимизации режимов функционирования ЭЭС, а также приближения ЭЭС к однородному состоянию.

Достоверность научных положений подтверждается анализом отечественной и зарубежной практики применения устройств ГЭП, корректным использованием математического аппарата теории расчета установившихся режимов ЭЭС, а также соответствием результатов, полученных в работе, результатам расчетов, проведенных в известном программном комплексе RastrWin. Разработанная программа расчета установившихся режимов ЭЭС, содержащих устройства ГЭП первого поколения, была протестирована на других схемах с заранее известными достоверными результатами расчетов.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на международных научно-технических конференциях "SIELMEN" 13-14 октября 2011 г., г. Кишинев; "SIELMEN" 17-18 октября 2013 г., г. Кишинев.

Публикации. По результатам диссертационной работы автором опубликованы четыре научные статьи. Они приведены в списке использованных литературных источников.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка используемой литературы из 104 источников и приложения. Диссертационная работа изложена на 150 страницах текста, содержит 48 рисунков, 22 таблицы и 3 приложения.

Краткое содержание работы. В первой главе диссертационной работы рассмотрены возможные пути выявления слабых и сенсорных элементов ЭЭС,

а также приведен анализ основных устройств ГЭП в качестве действенных устройств, используемых для решения задачи усиления ЭЭС.

Во второй главе представлена предложенная математическая модель, используемая для расчета установившихся режимов ЭЭС, оснащенных устройствами ГЭП первого поколения, с включением угла управления этих устройств в вектор состояния режимов ЭЭС.

В третьей главе приведена методика выявления узлов ЭЭС с чувствительными фазами и модулями напряжения к внешним возмущениям, при использовании сингулярного анализа разных форм матрицы чувствительности. В данной главе были выявлены слабые узлы и связи при использовании аппарата сингулярного анализа матрицы Якоби. Также показано влияние устройств ГЭП первого поколения на обусловленность матрицы Якоби и проведен анализ влияния ТУПК на предел передаваемой активной мощности наиболее загруженных слабых связей, выявленных с использованием адресности передачи мощности и сингулярного анализа матрицы Якоби.

В четвертой главе предложено несколько подходов к оценке степени неоднородности ЭЭС. Проведен анализ изменения степени неоднородности ЭЭС при изменении проводимостей устройств ГЭП, установленных в ней.

Глава 1. Проблема слабых мест. Необходимость использования устройств ГЭП для их усиления

1.1 Сенсоры и слабые места в ЭЭС

Нормальное функционирование ЭЭС обеспечивает основу работы всех отраслей промышленности и быта, отвечающих нуждам человечества. Характерной чертой функционирования всех ЭЭС является постоянное влияние возмущающих воздействий на режим их работы. Данные воздействия на ЭЭС определяют ее чувствительность или реакцию на появившиеся возмущения, которые отождествляются с изменением параметров режима. На изменение параметров режима влияют как внешние факторы - вид, значение и место приложения возмущающего воздействия, так и внутренние факторы - структура схемы сети и параметры ее составных элементов, которые являются неизменными факторами по отношению к режиму. Таким образом, возмущения режима ЭЭС обусловлены внешними и внутренними факторами, определяемыми большими или малыми возмущающими воздействиями.

Большие возмущающие воздействия вызывают такие нарушения режима, как изменение топологии схемы из-за аварийного отключения оборудования, короткие замыкания, отключения отдельных генераторов и нагрузок или больших изменений их мощности и др., а малые возмущающие воздействия проявляются в виде малых изменений нагрузок, генераций активных и реактивных мощностей, нормальных коммутационных изменений схемы системы. Согласно [13] узлы и ветви схемы сети, для которых параметры режима реагируют в наибольшей степени на изменения в топологии схемы сети, параметров ее составных элементов и нагрузок, названы сенсорными. В сенсорных узлах параметры режима быстрее достигают допустимых значений, что может привести к нарушению статической устойчивости установившегося режима системы. Согласно [7, 13] именно в сенсорных узлах напряжения сильнее изменяются при

изменении нагрузок, что может привести к такому явлению как лавина напряжения.

Согласно [7, 13, 14] любая сложная ЭЭС неоднородна, что и дает право судить о существовании узлов и ветвей, режимные параметры которых более чувствительны к внешним воздействиям. В определенной мере существование сенсоров ЭЭС обусловлено параметрами ее структурных элементов (сопротивлений, проводимостей). Таким образом, становится целесообразным определить связь между сенсорами и схемными параметрами ЭЭС, а также найти те элементы схемы системы, изменение параметров которых обусловливает существование сенсоров и дает возможность изменить реакцию ЭЭС на внешние воздействия.

Узлы и ветви ЭЭС, от изменения системных или режимных параметров которых в наибольшей степени зависит ее чувствительность, были названы слабыми местами [1, 12, 13]. Изменяя параметры таких мест (узлов, отдельных ветвей, совокупностей ветвей — сечений) можно улучшить свойства ЭЭС, тем самым уменьшая ее реакцию на внешние воздействия. В [9, 13, 104] было установлено, что прикладываемые возмущающие воздействия в разных точках ЭЭС вызывают в большей степени реакцию параметров режима одних и тех же узлов и ветвей. Итак, реакция сенсоров зависит от существования слабых мест. Данное обстоятельство дает возможность изучить факторы, которые определяют существование слабых связей и узлов, и предложить способы усиления связей и изменения проводимостей узлов с целью изменения характера поведения ЭЭС в разных режимах, изменяя ее показатели сенсорности.

В [7, 9, 13, 14] предложены оригинальные аналитические методы для анализа реакции ЭЭС на внешние возмущения в установившихся режимах, которые основываются на исследовании матрицы чувствительности. В качестве таких методов могут быть использованы сингулярный и спектральный анализы. Их предметом исследования является обратная матрица Якоби, называемая матрицей чувствительности. Основу этих методов составляет сингулярное раз-

\ ' Ч ^ , I , * » ' ( 1' ' *

ложение обратной матрицы Якоби с последовательным изучением компонент сингулярных левого и правого векторов, которые относятся к самому маленькому сингулярному значению. Например, в [13] констатируется, что в большинстве случаев наиболее чувствительными являются узлы, которым соответствуют максимальные компоненты правого сингулярного вектора, связанного с минимальным сингулярным значением матрицы чувствительности.

В [7, 12] было показано, что в случае уравнений балансов токов, матрицу Якоби можно представить в следующем виде

где в, В - активная и реактивная составляющие матрицы узловых проводимо-стей; А11? А12, А22 - подматрицы, элементы которых определенно зависят от мощностей нагрузок и модулей узловых напряжений.

Предварительную оценку чувствительности ЭЭС можно провести, основываясь только на анализе структуры сети и ее параметров [2, 3, 7, 45, 66]. В [3,46] автор вводит понятие «жесткости» узлов, которое определяет их способность поддерживать значение напряжения при изменении мощности нагрузки в данных узлах на условную единицу. Ранжирование узлов по степени их «жесткости» можно осуществить на основе матрицы узловых проводимостей (У), которая содержит информацию об инвариантных к режиму факторах [2, 3, 46]. В данных работах оценка степени жесткости проводилась при сравнении мнимых составляющих матрицы узловых проводимостей и имеет физический смысл. Анализ проводился на основе матрицы мнимых проводимостей (В), представленной как блок в составе матрицы Г. Чем больше разница между значением собственной (диагональной) проводимости и значением суммы взаимных (недиагональных) проводимостей, тем более жестким или сенсорным является узел, в зависимости от характера этой разницы (емкостного или индуктивного).

Предварительный анализ структурных свойств ЭЭС, сопровождается ранжированием узлов по степени их жесткости и позволяет определить узлы для рациональной установки источников реактивной мощности (ИРМ), что обеспе-

(1.1)

чит оптимальное использование этих устройств и повысит эффективность управления системой в целом.

В работах [7, 13] также проводится оценка реакции ЭЭС на возмущения по значению диагональных элементов обратной матрицы узловых проводимостей. Однако такую оценку можно проводить только для малых нагрузок узлов. В этом случае матрица чувствительности определяется первой слагающей суммы в правой части выражения (1.1) и представляет собой обратную матрицу узловых проводимостей или матрицу узловых сопротивлений.

X1 = г (1.2)

Максимальные диагональные элементы матрицы узловых сопротивлений (Ъ) указывают на сенсорные узлы. Суждение о возможности проведения анализа чувствительности ЭЭС на основе (1.2) является справедливым лишь в случае преобладания модуля диагонального элемента над суммой недиагональных элементов той же строки [7].

Обратная матрица Якоби дает более полную информацию относительно чувствительности системы в установившемся режиме. Элементы этой матрицы представляют собой некие обобщенные связи между соответствующими элементами ЭЭС и местами приложения возмущающих воздействий [9].

Если возмущениями являются небалансы мощностей в узлах, элементы матрицы р1 характеризуют степень влияния изменения активных и реактивных мощностей нагрузок на фазы и модули узловых напряжений [13].

О--1®

где А8, Аи — приращения фазовых сдвигов и модулей напряжения в узлах электрической сети; ]~г - обратная матрица Якоби для балансов мощностей; \УР, - небалансы активной и реактивной мощностей в узлах сети.

Оценку чувствительности ЭЭС можно провести через сингулярное разложение матрицы р1. В соответствии с применением аппарата сингулярного анализа, наибольший вклад в изменение модулей и фаз узловых напряжений вво-

дит то слагающее разложения, которое относится к минимальному сингулярному значению матрицы Якоби [7,13].

1.2 Задача выявления слабых мест в ЭЭС. Способы их усиления

Анализ свойств ЭЭС и их поведение в разных режимах функционирования можно провести на основе выявления сенсоров. Однако оценка чувствительности системы взаимосвязана с задачей выявления слабых мест, являющихся виновными в повышенной реакции ЭЭС на возмущающие воздействия и существовании сенсоров.

Слабым местом можно считать ветвь, если изменение ее сопротивления приводит к уменьшению сенсорности, или узел, если его усиление путем регулирования напряжения или включения в нем шунтирующей проводимости также способствует уменьшению чувствительности ЭЭС.

Проблема слабых мест вызвана неоднородностью структуры сложных ЭЭС. Их наличие связано с плохим сочетанием параметрических факторов, т. е. с различием параметров элементов ЭЭС. Объективно существующие в сложной ЭЭС слабые места виновны в возникновении и развитии больших системных аварий с массовым нарушением питания потребителей.

В [92] представлена методика выявления слабых узлов ЭЭС, из-за которых может ухудшиться сходимость итерационного процесса по методу Ньютона. В данной работе предложен способ дополнения алгоритма для расчета потоко-распределения, который позволяет выявить узлы с минимальными значениями модулей напряжений вследствие изменения нагрузок или генераций активной и реактивной мощности. Максимальные отношения разностей напряжений в узлах для нормального и утяжеленных режимов к разностям мощностей нагрузок или генерации в тех же режимах соответствуют слабым узлам. Стоит отметить, что применение предложенной методики приводит к трудоемким расчетам в случае сложных ЭЭС и позволяет все-таки выявить сенсорные, а не слабые узлы.

( I ^ {\ а ( ; ^ 1 ч Ц * ' >и > ?, '} « < { > М1 V ) |, [ *, * 1 , | 4

'.'"А"1 ■■ ■■"1. . .'■!'' '■■ 1 "I1" "■«■'■'л ■ 1 ; ".V ■,"".." ' .....,. ■■ . ■ .

Принципиально новые методы, предложенные в [7, 13, 14] для исследования чувствительности и выявления слабых мест, явились основой для решения ряда задач, связанных с укреплением и развитием ЭЭС. Они включают задачи повышения эффективности управления системой и ее прочности, ввода режима в допустимую область, определения узлов, в которых возможно такое явление как лавина напряжения, расстановки в слабых местах систем сбора информации о состоянии ЭЭС, устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ) и др.

Для выявления параметров элементов системы или параметров ее режима, оказывающих наибольшее влияние на минимальное сингулярное значение, необходимо вычислить производную по регулируемому параметру, используя аппарат сингулярного анализа [7, 13]:

^шл = ™т. ■ (1 4")

п "тт \ап/ тш' ч1-^/

где (Тт1П - минимальное сингулярное значение матрицы Якоби; Ут{П -

транспонированный левый и правый векторы, которые относятся к минимальному сингулярному значению; П - регулируемый параметр, который оказывает наибольшее влияние на <7тт-

В зависимости от характера факторов, влияющих на чувствительность ЭЭС, можно подобрать соответствующие меры для повышения ее прочности. Если плохая обусловленность матрицы Якоби вызвана влиянием инвариантных к режиму факторов, то можно увеличить прочность системы, вводя нерегулируемые устройства продольной и поперечной компенсации. Другая возможность упрочнения системы сводится к изменению ее топологии за счет выполнения коммутационных операций при эксплуатации или введением новых линий на стадии проектирования. Следует отметить, что в условиях приватизации земельных участков становится все сложнее получить права на отчуждения земли для строительства новых линий электропередачи.

Иногда плохая обусловленность матрицы чувствительности может зависеть от параметров текущего режима. Утяжеление режима в смысле вариации нагрузок может привести к ухудшению обусловленности матрицы Якоби и,

J

следовательно, к нарушению статической устойчивости по напряжению. При увеличении перетоков мощности в слабых ветвях предел их пропускной способности может быть достигнут раньше, чем в других ветвях системы. В этом случае устранение плохой обусловленности требует применения более эффективных мер, способных учесть изменение параметров режима.

Комплексное и оптимальное усиление слабых мест и, следовательно, создание равнопрочной сети можно осуществить благодаря применению нового класса устройств компенсации реактивной мощности, представленных в зарубежной литературе как устройства гибких электропередач, в соответствии с определением рабочей группы IEEE [76, 83, 93]. Гибкие электропередачи могут содержать разные устройства управления, основанные на силовой электронике или других видах статического управления, которые состоят из управляемых вентилей или преобразователей и одного из элементов емкостного или индуктивного характера.

В последнее время в разных литературных источниках уделяется большое внимание задачам управляемости энергосистем. Одной из таких задач является анализ и синтез режимной управляемости при внедрении гибких электропередач [4, 8, 29, 34, 38, 39, 54, 73]. Следует отметить, что в литературных источниках не приводится конкретного понятия гибкой электропередачи. При этом можно рассматривать гибкую электропередачу как совокупность линии электропередачи и одного из существующих управляемых устройств, способных воздействовать на режим функционирования системы.

Большие набросы нагрузки в разных частях ЭЭС определяют величину реакции системы на эти возмущения. В подобной ситуации чувствительность ЭЭС будет проявляться в виде перегрузки одних и тех же ее элементов, т. е. слабых связей.

Изменение перетока активной мощности по связи i—j во многом определяется разностью фаз напряжений по концам линии [14]:

Ч I р } '\ > Л ' Л ' (■ М

Согласно [7, 13, 14] значение Д^-у можно оценить по разности компонент правого сингулярного вектора (уттзь ~ ^тшпг;)' которые соответствуют фазам напряжений в данных узлах. Указанные разности компонент правого сингулярного вектора, связанного с минимальным сингулярным значением матрицы Якоби, можно считать показателем слабости.

Значение зависит от изменения перетока активной мощности в ли-

нии. Чем больше оно будет возрастать при увеличении перетока в ней, тем быстрее будет достигнут предел передаваемой мощности, что ухудшит обусловленность матрицы чувствительности.

Слабое сечение состоит из минимального набора слабых ветвей, исключение которых из схемы сети приводит к ее разбиению на несвязанные подсистемы.

Согласно [59] слабой межсистемной связью можно считать электропередачу, пропускная способность которой не превышает 15% мощности наименьшей из объединяемых энергосистем.

В последнее время большинство стран мира выбрали новую тенденцию развития электроэнергетической отрасли, связанной с переходом на рыночные отношения, реформированием и либерализацией энергетической индустрии в целом. Дерегулирование в энергетике коснулось и Российской Федерации, которая так же пошла по пути реструктуризации отрасли. В условиях либерализации энергетического рынка становится актуальной так называемая задача адресности, решение которой позволяет определить пути передачи энергии от каждой станции к каждой нагрузке. Более правильная трактовка вопросов адресности позволит для известного потокораспределения узнать, какова доля участия &-ой станции в снабжении т-ой нагрузки и определить переток мощности в любой из ветвей схемы сети, обусловленный к-ой станцией и га-ой нагрузкой.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Радилов, Тудор Владимирович, 2014 год

Список используемой литературы

1. Агарков, О. А. Два подхода к анализу слабых мест / О. А. Агарков, О. Н. Войтов и др // Известия РАН. Энергетика. - 1992. - №6. - С. 21-30.

2. Баранов, И. Л. Отклонение и несинусоидальность напряжения в чувствительных узлах ЭЭС / И. Л. Баранов, Н. Ш. Чемборисова // III Междунар. науч.-техн. конф.: Энергетика глазами молодежи: В 2 Т. - Екатеринбург, 2012. -Т.2.-С. 329-334.

3. Баранов, И. Л. Определение чувствительных узлов электроэнергетических систем на основной частоте и высших гармоник / И. Л. Баранов, Н. Ш. Чемборисова // Электрическтво. - 2013. - №8. - С. 15-20.

4. Бурман, А. П. Управление потоками электроэнергии и повышение эффективности электроэнергетических систем / А. П. Бурман, Ю. К. Розанов, Ю. Г. Шакарян. - М.: Издательский дом МЭИ. - 2012. - 360 с.

5. Веников, В.А. Электрические системы. Электрические сети. Учеб. для электроэнерг. спец. вузов / В. А. Веников, А. А. Глазунов, Л. А. Жуков и др.: Под редакцией В. А. Веникова, В. А. Строева. - 2-е издание перераб. и доп. -Москва: Высш. школа, 1998. - 511 с.

6. Веников, В. А. Электрические системы. Передача энергии переменным и постоянным током высокого напряжения. Учеб. пособ. для электроэнерг. вузов / В. А. Веников, В. В. Худяков, Н. Д. Анисимова. - Москва: Высш. школа, 1972. -367 с.

7. Войтов, О. Н. Анализ неоднородностей электроэнергетических систем / О. Н. Войтов, Н. И. Воропай, А. 3. Гамм и др. - Новосибирск: Наука. Сибирская фирма РАН, 1999 - 256 с.

8. Воропай, Н. И. Пути повышения электросетевого комплекса России / Н. И. Воропай, В. 3. Воротницкий и др // Электрические станции. - 2010. - №1. -С. 53-58.

9. Воропай, Н. И. Системные исследования проблем энергетики / Н. И. Воропай, А. 3. Гамм, Л. С. Беляев. - Новосибирск: Наука, 2000 - 558 с.

132 ,

10. Вульф А. А. Проблема передачи электрической энергии на сверхдальние расстояния по компенсированным линиям / А. А. Вульф. - Москва: Гос-энергоиздат, 1941. - 100 с.

11. Гамм, А. 3. Адресность передачи активных и реактивных мощностей в электроэнергетической системе / А. 3. Гамм, И. И. Голуб // Электричество. -2003. -№3.- С. 9-16.

12. Гамм, А. 3. Обнаружение слабых мест в электроэнергетической системе / А. 3. Гамм, И. И. Голуб // Известия РАН. Энергетика. - 1993. - №6. - С. 8392.

13. Гамм, А. 3. Сенсоры и слабые места в электроэнергетических системах / А. 3. Гамм, И. И. Голуб. - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1996. - 99 с.

14. Гамм, А. 3. Эффективный метод определения слабых связей в электроэнергетической системе / А. 3. Гамм, И. И. Голуб, Р. В. Бершанский // Электричество.-2010. - №9.-С. 31-37.

15. Гвоздев, Д. Б. Статические устройства управления режимами энергосистем / Д. Б. Гвоздев, А. В. Дроздов и др // Электрические станции. - 2011. - №8. -С. 32-45.

16. Глазунов, А. А. Электрические сети и системы / А. А. Глазунов, А. А. Глазунов. - 4-е издание перераб. и доп. - Москва: Госэнергоиздат, 1960. - 368 с.

17. Жакатова, С. В. Управляемые шунтирующие реакторы для компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электрических сетях ЕЭС республики Казахстан / С. В. Жакатова // Электротехника. — 2003. - №3. -С. 18-22.

18. Жуков, Л. А. Установивишиеся режимы сложных электрических сетей и систем. Методы расчетов / Л. А. Жуков, И. П. Стратан. - Москва: Энергия, 1979.-415 с.

19. Зарудский, Г. К. Исследования электропередач сверхвысокого напряжения при глубокой компенсации параметров [Текст]: Дис. канд. техн. наук. / Г. К. Зарудский. - Москва: МЭИ, 1970. - 371 с.

20. Зарудский, Г. К. О режимно-технических ограничениях пропускной способности транзитных электропередач переменного тока сверхвысокого напряжения / Г. К. Зарудский // Электро. - 2002. - №1. - С. 31-34.

21. Зарудский, Г. К. О результатах исследований по применению продольной емкостной компенсации в электропередачах СВН / Г. К. Зарудский // Электричество. - 2007. - №9. - С. 48-52.

22. Зарудский, Г. К. Расчет установившихся режимов электропередачи сверхвысокого напряжения, оснащенной устройствами гибких электропередач / Г. К. Зарудский, Т. В. Радилов // Электричество. - 2014. - №1. - С. 2-11.

23. Ивакин, В. Н. Исследование характеристик управляемой продольной компенсации как устройства для регулирования потоков мощности гибких линий электропередачи переменного тока / В. Н. Ивакин // Электротехника. — 2003.-№6. -С. 56-63.

24. Ивакин, В. И. Внешние характеристик устройств гибких передач переменного тока и их влияние на характеристики мощности управляемых линий электропередачи переменного тока / В. Н. Ивакин // Электротехника. — 2005. — №12.-С. 10-19.

25. Ивакин, В. Н. Перспективы применения силовой преобразовательной техники в электроэнергетике / В. Н. Ивакин, В. Д. Ковалев // Электричество. -2001.-№9.-С. 30-37.

26. Ивакин, В. Н. Устройства продольной компенсации на полностью управляемых силовых полупроводниковых приборах / В. Н. Ивакин, А. А. Магницкий // Электротехника. - 2008. - №8. - С. 47-57.

27. Ивакин, В.Н. Электропередачи и вставки постоянного тока и статические компенсаторы / В. Н. Ивакин, Н. Г. Сысоева, В. В. Худяков. - М.: Энерго-атомиздат, 1993. - 336 с.

28. Иванов, В. М. Алгоритмические особенности способов формирования симметричных выходных напряжений инверторов с ШИМ / В. М. Иванов // Электричество. - 2011. - №6. - С. 51-56.

29. Карташев, И. И. Способы и средства управления режимами электроэнергетических систем и качеством электроэнергии / И. И. Карташев, Ю. П. Рыжов // Электричество. - 2007. - №9. - С. 20-25.

30. Карташев, И. И. Статические компенсаторы реактивной мощности в энергосистемах / И. И. Карташев, В. И. Чехов. - Москва: Изд-во МЭИ, 1990. -68 с.

31. Кижнер, С. И. Экономичность электрических сетей. Учебное пособие / С. И. Кижнер. - Новосибирск: НЭТИ, 1984. - 82 с.

32. Кобылин, В. П. Применение регулятора - стабилизатора тиристорной системы для снижения потерь напряжения и мощности в условиях протяженных ВЛ / В. П. Кобылин, В. А. Седалищев и др // Электричество. - 2007. - № 7 -С. 2-6.

33. Кочкин, В. И. Новые технологии повышения пропускной способности ЛЭП. Управляемая передача мощности / В. И. Кочкин // Новости Электротехники. - 2007. - №4(46). - С. 2-6.

34. Кочкин, В. И. Традиционные и новые технологии управления режимами работы электрических сетей на основе устройств силовой электроники / В. И. Кочкин // Электротехника. - 2009. - №6. - С. 3-14.

35. Кочкин, В. И. Нормализация уровней напряжения и повышение надежности электрической сети / В. И. Кочкин, В. С. Павликов, И. В. Морозов и др // Электрические станции. - 2004. - №8. - С. 20-24.

36. Кочкин, В. И. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий / В. И. Кочкин, О. П. Нечаев. - Москва: Издательство НЦ ЭНАС, 2002. - 248 с.

37. Кошелев, К. С. Выбор параметров статического компенсатора реактивной мощности СТАТКОМ / К. С. Кошелев, М. В. Пешков // Электротехника. -2007.-№8.-С. 34-37.

' »

г'„) Грн^.м1

* , М ■ !

' ] 'I .1

п

ил

/ ) л

.1 I ' I1 г1' И 'ч I ' * ' *' V "с 1 и

> г « #

(ги '/

> ,1У > \ ' ' N 1 с.

V и, V; ' Ч

1 У-

л

4 \.

„ 1 *

'Мчи '

> I I I»^

38. Кощеев, JI. А. Об эффективности применения управляющих устройств в электрической сети / Л. А. Кощеев, В. А. Шлайфштейн // Электрические станции. - 2005. - №12. - С. 30-38.

39. Кузьмич, С. В. Повышение эффективности электроэнергетических систем и развитие их управляемости в свете применения гибких электропередач FACTS / С. В. Кузьмич, Г. Е. Поспелов // Известия вузов и энергообъединений СНГ. - 2007. - №6. - С. 15-19.

40. Латыпов, Д. Д. Анализ установившихся режимов электропередачи с универсальным регулятором потоков мощности / Д. Д. Латыпов // Электричество. - 2008. - №3. - С. 2-8.

41. Латыпов, Д. Д. Исследование режимов и устойчивости электроэнергетической системы, содержащей управляемую электропередачу [Текст]: Дис. канд. техн. наук. / Д. Д. Латыпов. - Москва, 2009. - 126 с.

42. Лежнюк, П. Д. Комплексный подход к проблеме неоднородности электрических сетей энергосистем / П. Д. Лежнюк, В. В. Кулик // Функционирование электрических сетей и систем. Электрические сети и системы. - 2004. -№1-2.-С. 15-19.

43. Лежнюк, П. Д. Оцинювання чутливости оптимального керування режимами електроенергетичних систем критериальним методом / П. Д. Лежнюк, Н. В. Остра, В. Ц. Зелинский. - Винница: Универсум-Винниця, 2008. - 130 с.

44. Лихачев, Л. П. Разработка моделей энергосистем с учетом гибких электропередач / Л. П. Лихачев // Электричество. - 2013. - №2. - С. 11 - 29.

45. Логинова, С. В. Использование оценочных методов для выбора установки компенсирующих устройств / С. В. Логинова, Н. Ш. Чемборисова, Д. В. Щетинин // III Междунар. науч.-техн. конф.: Энергетика глазами молодежи: В 1 Т. - Екатеринбург, 2012. - Т.1. - С. 588-593.

46. Лопатин, О. А. Использование параметров сети и обобщенных показателей режима для расстановки компенсирующих устройств / О. А. Лопатин, Н. Ш. Чемборисова // Электричество. - 2011. - №3. - С. 10-12.

47. Макаровский, С. Н. Проблемы управления напряжением и реактивной мощностью в основных сетях ЕЭС России / С. Н. Макаровский, 3. Г. Хвощин-ская // Энергетик. - 2002. - №6. - С. 18-21.

48. Максимов, Б. К. Развитие рынка электроэнергетики в России и проблема ввода новых энергетических мощностей / Б. К. Максимов, К. В. Молодюк // Вестник МЭИ. - 2007. - №2. - С. 68-71.

49. Мельников, Н. JI. Проектирование электрической части воздушных линий электропередач 330 - 500 кВ / Н. Л. Мельников, С. С. Рокотян, А. Н. Ше-пенцис. - 2-е издание перераб. и доп. - Москва: Изд-во Энергия, 1974. - 472 с.

50. Стандарт ОАО «ФСК ЕЭС»: СТО 56947007 - 29.240.019. Методика оценки технико-экономической эффективности применения устройств FACTS в ЕНЭС России [Текст]: норматив.-техн. материал. - Москва, 2009. - 35 с.

51. Некукар, А. Р. Выбор расположения установок распределенной продольной компенсации на линии электропередачи / А. Р. Некукар // Вестник МЭИ. - 2010. - №4. - С. 5-11.

52. Николаев, А. В. Система регулирования преобразователя напряжения, работающего в режиме компенсатора реактивной мощности / А. В. Николаев // Труды международной науч.-практ. конф. Теоретические и практические проблемы развития электроэнергетики России. - Москва, 2003. - С. 56-61.

53. Олынванг, М. В. Очищение развитых электросетей от неадекватных транспортных потоков с применением специальных фазосдвигающих трансформаторов (фст) / М. В. Олыпванг, Д. А. Савкин // Доклад на одноименном семинаре в Независимом Институте Исследования Энергетических Рынков. -Москва, 2002. - 16 с.

54. Паздерин, А. В. Повышение надежности функционирования энергосистем за счет технологии гибких систем передачи переменного тока / А. В. Паздерин, С. А. Солдаткин // Электрические станции. - 2009. - №5. - С. 38-41.

55. Пешков, В. М. Разработка и исследование системы управления статическим компенсатором реактивной мощности типа СТАТКОМ для электро-

энергетических систем [Текст]: автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.14.02 и 05.09.12) / В. М. Пешков; ОАО «НТЦ электроэнергетики» -«ВНИИЭ». Москва, 2009. - 23 с.

56. Стандарт ОАО «СО ЕЭС»: СТО 59012820.29.240.007. Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем [Текст]: норматив.-техн. материал. - Москва, 2008. — 49 с.

57. Рашитов, П. А. Разработка и исследование алгоритмов управления полупроводниковыми фазоповоротными устройствами для объектов Единой Национальной Электрической Сети России [Текст]: автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.09.12) / П. А. Рашитов; МЭИ (ТУ). - Москва, 2011.-20 с.

58. Романенко, Д. В. Алгоритмы управления компенсатором реактивной мощности типа СТАТКОМ / Д. В. Романенко // Труды международной науч.-практ. конф. Теоретические и практические проблемы развития электроэнергетики России. - Москва, 2003. - С. 70-78.

59. Рыжов, Ю. П. Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения: учебник для вузов / Ю. П. Рыжов. - М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 488 с.

60. Саженков, А. В. Статические характеристики электропередачи с управляемыми шунтирующими реакторами / А. В. Саженков // Электричество. -2006.-№3.-С. 17-21.

61. Системный оператор Единой энергетической системы. Новости электротехнических и электроэнергетических компаний // Электрические станции. -2011.-№6.-С. 59-74.

62. Старостюк А. Адресность передачи активных мощностей в электрической системе. Hay.-техн. конф. студентов и аспирантов: Тез. докл.: В 2 Т. — Кишинев,2003. - Т.2. - С. 25-30.

63. Стратан, И. П. Расчет и анализ режимов электроэнергетических систем / И. П. Стратан, В. И. Неретин В. JI. Спивак - Кишинев: Штиинца, 1990. - 101 с.

64. Строев, В. А. Алгоритмы расчета установившихся режимов и переходных процессов в электроэнергетической системе. Курс лекций / В. А. Строев, Ю. В. Шаров, О. Н. Кузнецов - М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 88 с.

65. Ушаков, И. И. Особенности современных высоковольтных тиристор-ных устройств / И. И. Ушаков, С. А. Никитин // Электротехника. - 2011. - №1. -С.52-56.

66. Фарафонов, В. Е. Использование «жестких» узлов для расстановки компенсирующих узлов / В. Е. Фарафонов, Н. Ш. Чемборисова // III Междунар. науч.-практ. конф.: Энергосистема: управление, конкуренция, образование.: В 2 Т. - Екатеринбург, 2008. - Т.2. - С. 130-133.

67. Шелухина, Т. И. Расчеты нормальных и предельных по мощности установившихся режимов сложных энергосистем. Учебное пособие / Т. И. Шелухина. - М.: Издательство МЭИ, 2005. - 52 с.

68. Acha, Е. Power electronic control in electrical systems / E. Acha, V. Agelvidis, O. Anaya-Lara, T. Miller. - Cornwall: MPG Books Ltd, 2002. - 451 p.

69. Acha, E. FACTS Modelling and Simulation in Power Networks / E. Acha, C. Fuerte-Escquivel and others. - Chichester: John Wiley & Sons Ltd., 2004. - 403 p.

70. Barati, J. Damping power systems oscillations improvement by FACTS devices: a comparison between SSSC and STATCOM / J. Barati, A. Saeedian, S. Mortzavi // World academy of science. Engineering and technology. - 2010. - Vol.4, -p. 179-187.

71. Bhim, S. Modeling of 18 - pulse STATCOM for power systems applications. Journal of power electronics / S. Bhim, R. Saha. - 2007. - Vol.7. - №2, p. 146158.

72. Bindeshwar, S. Introduction to FACTS controllers. A critical review / S. Bindeshwar, K. Verma and others // International journal of reviews in computing. -2011.-Vol. 8.-p. 17-34.

и j ''t \ и 0 и "I „ - t.) i , W

I ' Ч ,r <1 I \

ub.t >' ■ ' , i"

• ' s'i

\\ iW."

\ f

1 ) у I

<У

- " » ' i 1 ! )»'■">„ \ f 1

V ч

> vv

» 11 i i»' 1 1 If

ft*

73. Chennapragada, B. Power system operation and control using FACTS devices / B. Chennapragada, S. Katamarti, V. Pindiprolu // International conference on electricity distribution. - Barcelona, 2003. - Session 5. - № 19. - p. 1-6.

74. Cigre TF 38-01-06. Load flow control in high voltage power systems using FACTS controllers [Text]: technical report. - Paris, 1996.

75. Technical University Dortmund (TUD). Research, methodologies and technologies for the effective development of pan-European key grid infrastructures to support the achievements of a reliable, competitive and sustainable electricity supply [Text]: collaborative project. - Dortmund, 2008. - 105 p.

76. Edris, A. A. Proposed terms and definitions for flexible ac transmission systems (FACTS) / A. A. Edris // IEEE Transactions on Power Delivery. - 1997. -Vol.12-№4.-p. 1848-1853.

77. Eremia, M. Tehnici noi in transportul energiei electrice. Aplica^ii ale electronicii de putere / M. Eremia. - Bucure§ti: Editura Tehnica, 1997. - 259 p.

78. El-Saady, G. Influence of TCSC FACTS device on steady state voltage stability / G. El-Saady, A. Mohamed and others // International journal of power systems operation and energy management. - 2012. - Vol.1. - №4. - p. 36-46.

79. Gamm, A. Z. Singular Analysis for detection of Weak Ties and Cutsets in EPS and Estimation of their Reinforcement Effectiveness / A. Z. Gamm, I. I. Golub and others // 3rd Int. Workshop: Liberalization and Modernization of Power Systems; Risk Assessment and Optimization for Asset Management. - Irkutsk, 2006.

80. Gao, B. Voltage stability evaluation using modal analysis / B. Gao, G. Mori-son, P. Kundur // IEEE Transactions on power systems. - 1992. - №4. - p. 15291542.

81. Geza, J. Recent advances in var compensators / J. Geza // Sadhana. Academy proceedings in engineering sciences. - 1997. - Vol.22. - Part 6. - p. 705-721.

82. Gyugyi, L. The unified power flow controller: a new approach to power transmission control / L. Gyugyi, T. Rietman and others // IEEE Transactions on Power Delivery. - 1995. - Vol. 10. - №2. - p. 1085-1097.

t i' 1 ''«*) 1 u'lV* ' N "Ml J^A'* t'f if1'' r iVvw A,"1' i

j a1 . i <t i it) i ' * » * * ' % > i i • i

83. Hingorani, N. G., Gyugyi L. Understanding FACTS: concepts and technology of flexible ac transmission systems / N. G. hungorani, L Gyugyi. - NJ: Wiley-IEEE Press, 2000.-432 c.

84. Bialek, J. Topological generation and load distribution factors for supplement charge allocation transmission open access / J. Bialek // IEEE Transactions on Power Systems. -1997. - Vol.12. - №3. - p. 1185-1193.

85. Bialek, J. Tracing-based unifying framework for transmission pricing of cross-border trades in Europe / J. Bialek // Proceedings of the international conference on electric utility deregulation and restructuring and power technologies. -London, 2000. - p. 532-537.

86. Bialek, J. Tracing the flow of electricity / J. Bialek // Generation, Transmission and Distribution, IEEE Proceedings. - 1996. - Vol.143. - №4. p. 313-320.

87. Kazemi A., Badrzadeh B. Modeling and simulation of SVC and TCSC to study their limits on maximum loadobility point / A. kazemi, B. Badrzadeh // Electrical power & Energy systems. - 2004. - №26. - p. 381-388.

88. Matur, R. Thyristor-based FACTS controllers for electrical transmission systems / R. Matur, R. Karma. - NY: Wiley- IEEE Press, 2002. - 518 p.

89. Meikandasivam, S. Study of TCSC device - a behavioral MATLAB/Simulink implementation / S. Meikandasivam, N Kumar, J. Kumar // World academy of science, engineering and technolohy. - 2008. - Vol.2. - №9. - p. 614-619.

90. Mohammed, O. Steady-state modeling of SVC and TCSC for power flow analysis / O. Mohammed, S. Cheng, A. Zakaria // Proceedings of IMECS. - Hong Kong, 2009. - Vol II. - p. 1-5.

91. Moon, S. Effects review on transformer and line impedance by X/R ratio in power system / S. Moon, H. Park, K. Kim // IEEE Tencon spring conference. - Sydney, 2013.-p. 68-70.

92. Morgan, P. D. Identification of weak nodes in power systems [Text]: Thesis for the degree of master of applied sciences / P. D. Morgan. - Vancouver; the University of British Columbia, 1987. - 54 p.

93. Padiyar, K. Flexible ac transmission systems: a status review / K. Padiyar, A. Kulkami // Sadhana. Academy proceedings in engineering sciences. - 1997. -Vol.22. - Part 6. - p. 781-796.

94. Radilov T. Methodical approach to electrical networks nonuniformity estimation / T. Radilov // Proceedings of the 9-th international conference on electromechanical and power systems SIELMEN. - Chisinau, 2013. - p. 228-231.

95. Radilov T. Optimal solution of weak spots problem in a grid system by means of FACTS devices / T. Radilov // Annals of the university of Craiova, electrical engineering series. - 2011. - №35. - p. 65-70.

96. Sahoo, A. Power Flow including FACTS devices / A. Sahoo, S. Dash, T. Thyagarajan // Journal of applied sciences. - 2010. - № 10 (15). - p. 1563-1571.

97. Samina, E. Power flow control with UPFC in power transmission systems / E. Samina, R. Nema, A. Gayatri // World academy of science, engineering and technology. - 2008. - Vol.2. - №11. - p. 296-300.

98. Starostiuc, A. Contributii privind trasabilitatea fluxurilor de energie in sistemele electroenergetice [Text]: Tezä de doctor / A. Starostiuc. - Chi§inäu; Universitatea Tehnica a Moldovei, 2007. - 182 p.

99. Survilo, J. A ringed non-uniformity network: how to raise its efficiency J. Survilo // Latvian journal of physics and technical sciences. - 2008. - № 6. - p. 2032.

100. Survilo, J. Extra losses in imperfect closed grids / J. Survilo, E. Biela // Scientific journal of Riga Technical University, power and electrical engineering. — 2011.-Vol.29.-p. 19-24.

101. Vibhor, G. Study and effects of UPFC and its control system for power flow control and voltage injection in a power system / G. Vibhor // International Journal of Engineering and Technology. - 2010. - Vol.2. - №7. - p. 2558-2566.

h i1V i i ' '' ' * 1 i 4 "

102. Wang, H. Analysis of control conflict between UPFC multiple control functions and their interaction indicator / H. Wang, M. Jazaeri, Y. Cao // International journal of control and automation systems. - 2005. - Vol.3. - №2 (special edition). -p. 315 -321.

103. Xiao-Ping, Z. Flexible AC Transmission Systems: Modelling and Control / Z. Xiao-Ping, C. Rehtanz, P. Bikash. - Berlin: Springer, 2006. - 383 p.

104. Yuan-Lin, C. Efficient methods for identifying weak nodes in electrical power networks / C. Yuan-Lin, C. Chi-Wei, L. Chun-Chang // Generation, Transmission and Distribution, IEEE Proceedings. - 1995. - Vol. 142. - №3. - p. 317-322.

Приложение А. Алгоритм программы расчета

Начало

/

1F

Нет решений

Ввод исходных данных /

Нет ^

-«с

^чет ограничении^-«^

§0® <180' <180°

Расчет активных и реактивных мощностей в узлах исследуемой сети с учетом устройств ГЭП (и в ветви сТУПК)

k=k+l

Расчет небалансов мощностей

Да

"Проверка сходимости" .у^рационно^мет^а.

1 >

Вычисление элементов матрицы Якоби

Расчет потокораспределения

Расчет системы линеаризованных узловых уравнений на шаге к

Определение приращений к переменным состояния

\Нет

Проверка числа

"^максимальных итераций,^" \

Рис. А. Блок-схема программы расчета

Приложение Б. Параметры тестовой схемы

В рассматриваемой многомашинной ЭЭС Г1 эквивалентирует мощную гидроэлектростанцию с установленной мощностью 8Н0М = 2116 МВА (РНОм = 1800 МВт). Для гидроэлектростанции были выбраны 6 генераторов типа СВ-1100/250-36 с Рном = 300 МВт, соБф = 0,85, и„ом = 15,75 кВ. Каждый генератор гидроэлектростанции присоединен по блочной схеме к силовому трансформатору типа ТДЦ 400000/220.

Генераторы Г2 и ГЗ эквивалентируют тепловую электростанцию с установленной мощностью Б ном = 470 МВА (Рном = 400 МВт), агрегаты которой связаны с линиями электропередачи разных классов напряжения. Для них было выбрано по 2 генератора типа ТГВ 200м с Рном = 200 МВт, соБф = 0,85, ином = 15,75 кВ. Каждый из генераторов электростанции Г2 присоединен по блочной схеме к силовому трансформатору типа ТДЦ 250000/220, а генераторы электростанции ГЗ присодинены к силовым трансформаторам типа ТДЦ 250000/500.

Генераторы Г4 и Г5 эквивалентируют мощную тепловую электростанцию с установленной мощностью 8Н0М =1514 МВА (Рном = 1280 МВт), агрегаты которой связаны с линиями электропередачи разных классов напряжения. Для них было выбрано по 4 генератора типа ТВВ-320-2 с Рном = 320 МВт, совср = 0,85, ином = 20 кВ. Каждый из генераторов электростанции Г4 присоединен по блочной схеме к силовому трансформатору типа ТДЦ 400000/500, а генераторы электростанции Г5 присодинены к силовым трансформаторам типа ТДЦ 400000/500 по блочной схеме соединения.

Через генератор Г6 смоделирована подстанция синхронных компенсаторов с установленной мощностью 320 Мвар. Для нее были выбраны два синхронных компенсатора типа КСВБ-160-15 с 8Н0М = 320 МВА, ином = 15,75 кВ. Связь СК со стороной высшего напряжения осуществляется через силовой трансформатор типа ТДЦ 400000/220.

Генераторы Г2 и ГЗ, а также балансирующий узел и подстанция синхронных компенсаторов связаны между собой двумя автотрансформаторами типа

АТДЦТН 500000/500/220, а генераторы Г4 и Г5 - одним автотрансформатором такого же типа.

Параметры ЛЭП исследуемой электрической системы (рис. 2.13) представлены в таблице Б.

Таблица Б

Параметры ЛЭП исследуемой электрической системы

Линия 8-7 8-9 13-8 12-11 11-10

Длина, км 60 143 98 600 150

Марка провода АС 400/51 АС 400/51 АС 400/51 АС 3x400/51 АС 3x400/51

В узле 12 установлена трехфазная группа неуправляемых однофазных реакторов типа РОМБСМ с номинальным напряжением U пот= 525 / 4з кВ и мощностью Snom= 3 х 60 MBA в группе.

Приложение В. Режимные параметры компенсированной электрической

системы при ондоцепной В Л 13-8

Таблица В.1

Режимные параметры в генераторных и нагрузочных узлах компенсированной

схемы ЭЭС (к = 7%)

Генераторные

и нагрузочные Р, МВт <2, Мвар V, кВ 8, °

узлы

г, 1800 1070 15,75 11,379

г2 400 171,6 15,75 1,503

Г3 400 123,5 15,75 5,441

г4 1280 321,1 20 53,011

г5 1280 469,5 20 50,860

н7 -1100 -300 220* -5,001

н8 -2000 -500 229,926 6,456

Н9 -1100 -100 233,383 -3,666

Ню 0 0 509,779 -0,657

Б„ -342,1 478 500 0

н12 0 0 507,615 46,876

Н13 -500 -250 233,498 45,669

н15 1800 1164 485,197 25,060

Н16 400 174,8 487,158 21,726

220* - напряжение в узле 7 при замене СК на СТК. Для поддержания номинального напряжения в этом узле СТК сгенерировал мощность равную 26,523 Мвар с учетом потерь мощности в понижающем трансформаторе, что соответствует значению аСтк = 108,348°.

Таблица В.2

Пассивные параметры и значения мощностей в начале и конце ветвей компен-

сированной схемы электрической системы {к = 7%)

вн р'} , МВт й/, Мвар р", МВт б/, Мвар Я, Ом X, Ом В-1СГ6, См

В1-8 1800 1132,982 1796,266 925,714 0,048 2,683 0

. >-.'• ' ' - >> ч ' " , ^ ' ч • л > и '

> ^ , • -V V, и 1 ,ч V \ \ 1-л» ' ? > N >

5 '< - и , ' ' ' ^ Г ' ' ' 11

Г ' > ^ . • (,

Продолжение таблицы В.2

В2-9 400 170,821 399 129,311 0,3 12,85 0

Вз-ю 400 125,529 399,2 79,936 1,325 71,5 0

В4-12 1280 456,093 1277,653 308,202 0,35 22,375 0

В5.13 1280 545,689 1277,603 412,619 0,072 4,025 0

В 8-7 409,100 55,200 394,900 -18,100 4,38 25,2 -162,1

В 8-9 152,700 -36,100 147,900 -42,600 10,44 60 -386,2

В10-9 453,900 37,200 453,000 13,300 1,05 30 0

В13-8 867,900 158,600 765,500 -406,600 7,15 40,47 -268,5

012-13 90,400 -2,100 90,300 -4,000 2.1 60 0

в12-16 1187,300 140,100 1145,400 -112,900 7,249 90,226 -1082,6

в16-15 1145,400 -112,900 1145,400 -46,000 0 -12 0

В15-И 1145,400 -46,000 1104,800 -288,600 7,249 90,226 -1082,6

Вц-ю 54,900 -178,500 54,700 -42,700 3,65 45,9 -543,5

Вц-7 707,800 367,900 705,100 291,500 1,05 30 0

Таблица В.3

Режимные параметры в генераторных и нагрузочных узлах компенсированной

схемы ЭЭС (к = 30%)

Генераторные

и нагрузочные Р, МВт 0, Мвар Ц кВ 3, °

узлы

г, 1800 986,2 15,75 9,310

г2 400 167,7 15,75 1,107

Г3 400 122,5 15,75 5,198

г4 1280 241,6 20 44,030

г5 1280 402,4 20 43,297

н7 -1100 -300 220* -5,374

Продолжение таблицы В.З

н8 -2000 -500 230,887 4,402

н9 -1100 -100 233,597 -4,058

Ню 0 0 509,932 -0,898

Б„ -361,5 427 500 0

Нп 0 0 511,189 37,931

Н13 -500 -250 234,686 37,240

н15 .0 0 501,752 26,240

Нхб 0 0 511,745 11,798

220* - напряжение в узле 7 при замене СК на СТК. Для поддержания номинального напряжения в этом узле СТК сгенерировал мощность равную 5,324 Мвар с учетом потерь мощности в понижающем трансформаторе, что соответствует значению астк = 105,643°.

Таблица В.4

Пассивные параметры и значения мощностей в начале и конце ветвей компенсированной схемы ЭЭС {к = 30%)

Вч Ри', МВт Мвар р", МВт Мвар Я, Ом Д Ом вчо6, См

В1-8 1800 1046,132 1796,435 847,535 0,048 2,683 0

В2-9 400 166,777 399 125,567 0,3 12,85 0

В3-10 400 124,405 399,2 78,885 1,325 71,5 0

В4-12 1280 371,907 1277,745 227,674 0,35 22,375 0

В5-13 1280 474,088 1277,693 346,036 0,072 4,025 0

В8-7 354,2 63,100 343,400 9,900 4,38 25,2 -162,1

Вя-9 128,300 -33,000 124,900 -31,500 10,44 60 -386,2

В Ю-9 476,900 32,300 476,000 6,000 1,05 30 0

В13-8 763,200 105,000 685,900 -317,700 7,15 40,47 -268,5

В12-1З -14,500 9,100 -14,500 9,000 2.1 60 0

Продолжение таблицы В.4

B12-I6 1292,300 48,000 1244,900 -257,800 7,249 90,226 -1082,6

Bi6-15 1244,900 -257,800 1244,900 59,600 0 -51,43 0

в 15-11 1244,900 59,600 1199,200 -238,200 7,249 90,226 -1082,6

в,МО 78,100 -181,600 77,800 -46,600 3,65 45,9 -543,5

В Ц-7 759,600 370,500 756,600 284,700 1,05 30 0

Степень компенсации к = 30% обеспечена при значении атупк = 146,152°.

Таблица В.5

Режимные параметры в генераторных и нагрузочных узлах компенсированной

схемы ЭЭС (к = 43%)

Генераторные

и нагрузочные Р, МВт Q, Мвар U, кВ S, °

узлы

Г! 1800 944^4 15,75 8,0371

Г2 400 165,7 15,75 0,860

Г3 400 122 15,75 5,047

г4 1280 219,1 20 38,850

г5 1280 375,2 20 38,944

н7 -1100 -300 220* -5,610

Н8 -2000 -500 231,375 3,138

н9 -1100 -100 233,708 -4,304

Ню 0 0 510,001 -1,049

Б„ -369,5 404,3 500 0

Н12 0 0 512,972 32,770

Н13 -500 -250 233,255 33,784

н15 0 0 510,451 26,960

н16 0 0 525** 6,025

220* - напряжение в узле 7 при замене СК на СТК. Для поддержания номинального напряжения в этом узле СТК потребил мощность равную 6,240 Мвар с учетом потерь мощности в понижающем трансформаторе, что соответствует значению аСтк = 104,705°.

525** - напряжение перед ТУПК. Для поддержания наибольшего рабочего напряжения в узле 16, реактор, установленный за ТУПК, потребил мощность, равную Q^pг ~ 19,983 Мвар с учетом потерь мощности в понижающем трансформаторе, что соответствует значению Опт = 132,875°.

Таблица В.6

Пассивные параметры и значения мощностей в начале и конце ветвей компенсированной схемы ЭЭС (к = 43%)

В., Рц', МВт Мвар р", МВт Мвар Я, Ом X, Ом В-10'6, См

В1-8 1800 1001,967 1796 807,515 0,048 2,683 0

В2-9 400 164,676 399 123,618 0,3 12,85 0

Вз-ю 400 123,897 399,2 78,410 1,325 71,5 0

В4-12 1280 329,890 1277,781 188,052 0,35 22,375 0

В5-13 1280 438,780 1277,732 313,883 0,072 4,025 0

В8-7 319,800 68,000 311,000 25,600 4,38 25,2 -162,1

В8-9 113,100 -31,400 110,500 -25,400 10,44 60 -386,2

В10-9 491,400 29,700 490,500 1,700 1,05 30 0

В13-8 700,200 79,100 636,400 -271,000 7,15 40,47 -268,5

В12-13 -76,860 16,600 -76,900 15,200 2.1 60 0

В]2-16 1354,600 -0,400 1303,535 -344,900 7,249 90,226 -1082,6

В16-15 1303,535 -344,900 1303,535 139,700 0 -73,46 0

В15-П 1303,535 120,800 1254,400 -215,000 7,249 90,226 -1082,6

Вц-ю 92,600 -183,300 92,300 -48,700 3,65 45,9 -543,5

Вц-7 792,200 372,600 789,000 280,600 1,05 30 0