Разработка методики выбора мест установки устройств поперечной компенсации реактивной мощности в сетях 330-500 кВ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Назарова, Екатерина Сергеевна

• Назарова, Екатерина Сергеевна
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Назарова, Екатерина Сергеевна

СОДЕРЖАНИЕ

СОКРАЩЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ ПО ТЕКСТУ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ РЕЖИМОВ

ЭНЕРГОСИСТЕМ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА МЕСТ

УСТАНОВКИ УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ

„

1.1. Постановка задачи

1.2. Основные термины и критериальные соотношения

1.3. Методика определения критерия выбора мест установки УШР в

19

сетях различных классов напряжения

1.4. Особенности установившихся режимов и эквивалентные схемы

ЭС Казахстана, ОЭС Сибири и ОЭС Северо-Запада

1.5. Выводы по главе

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

ОБЪЕКТНО-ОРИЕНТИРОВАННОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ

2.1. Постановка задачи

2.2. Математическое описание элементов электроэнергетической

системы

2.3. Особенности моделирования элементов энергосистем на языке

Modélica с использованием программы поддержки Dymola и

MATLAB

2.4. Выводы по главе

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЯ ВЫБОРА МЕСТ УСТАНОВКИ

УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ

3.1. Постановка задачи

3.2. Анализ режимов и особенности эксплуатации транзита Север-

Юг 500

3.3. Анализ режимов и особенности эксплуатации Кольско-

Карельского транзита 330

3.4. Выводы по главе: формулировка критерия выбора мест

установки управляемых шунтирующих ректоров

ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ НА СТАТИЧЕСКУЮ

УСТОЙЧИВОСТЬ ЭНЕРГОСИСТЕМ

101

4.1. Постановка задачи

4.2. Оценка статической устойчивости транзита Север-Юг 500 кВ

4.3. Оценка статической устойчивости Кольско-Карельского

транзита 330 кВ

108

4.4. Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО РАБОТЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

,

Приложение 1

127

Приложение 2

~

Приложение 3

,

Приложение 4

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики выбора мест установки устройств поперечной компенсации реактивной мощности в сетях 330-500 кВ»

ВВЕДЕНИЕ

Вопрос обеспечения устойчивой и надежной работы энергосистем остро стоит в России, и во многих странах мира, о чем свидетельствуют недавние системные аварии (взрыв силового трансформатора 220 кВ на ПС Чагино в г. Москва в мае 2005 г. ; отключение отходящих линий на ПС Южная в 2009 г. в г. Санкт-Петербурге вследствие загрязнения внешний изоляции высоковольтного оборудования; затопление и разрушение машинного зала на Саяно-Шушенской ГЭС в августе 2009 г. ; авария на ПС Восточная ЗЗОкВ в августе 2010г. в г. Санкт-Петербурге), сопровождающиеся нарушением электроснабжения значительного числа потребителей. Весьма важным в указанной ситуации является обеспечение требуемой пропускной способности линий электропередачи и наличие резервов мощностей. В условиях рыночной экономики высокая стоимость линий электропередачи заставляет полностью использовать их пропускную способность, возлагая решение задачи обеспечения устойчивости на вспомогательные силовые устройства, обеспечивающие ее заданные или допустимые показатели. На сегодняшний день предложено ряд путей решения этой проблемы, но с появлением новой более мощной техники возникают новые требования к согласованию настроечных параметров регулирующих устройств и новые ограничения на режимы работы линий

электропередачи.

Опыт эксплуатации линий электропередачи 1150 кВ, полученный в течение восьмидесятых годов показал, что без применения управляемой поперечной компенсации зарядной мощности линий использование их пропускной способности практически невозможно: так например, при полностью включенных неуправляемых шунтирующих реакторах пропускная способность трех участков линии 1150 кВ Экибастуз - Кокчетав - Кустанай - Челябинск составляла менее 50% натуральной мощности.

В соответствии с возникшей проблемой в течение 80-х - 90-х годов в России интенсивно развивалось научное направление, связанное с

5

использованием УШР [9]. Использование управляемой поперечной компенсации позволяет решить проблему создания сверхдальних линий электропередачи для объединения удаленных друг от друга энергосистем. В этом случае управляемые реакторы, устанавливаемые на расстоянии 500 -600 км друг от друга обеспечивают поддержание напряжений в узловых точках электропередачи и необходимую степень компенсации реактивной

мощности [5, 9, 16, 23, 33].

Шунтирующие реакторы являются одним из основных элементов

протяженных передач, без использования которых организация режимов их работы невозможна, либо связана с большими осложнениями эксплуатации. Причем, для освобождения генераторов от функций регулирования реактивной мощности в системе необходимо применение управляемых шунтирующих реакторов. Применение УШР позволяет отказаться от использования таких дорогостоящих и сложных в эксплуатации устройств, как статические тиристорные и синхронные компенсаторы, для обеспечения нормальных и аварийных режимов работы электропередач.

В настоящее время наиболее известными конструктивными решениями в области создания УШР являются управляемые шунтирующие реакторы трансформаторного типа (УШРТ) и реакторы, управляемые

подмагничиванием сердечника.

Основным достоинством УШРТ является его практическая безынерционность, достигаемая быстрым изменением угла зажигания тиристорного блока управления. Потери в обмотках реактора минимизированы и составляют в среднем 0,11% от его мощности, что значительно меньше, чем 0,5% требуемые энергосистемами [3]. Содержание высших гармонических в токе сетевой обмотки данного типа реакторов не превышает 2% от номинального тока во всем диапазоне его регулирования. Такие характеристики УШРТ позволяют подключать их непосредственно к линиям электропередачи. В нормальных режимах работы линии они обеспечивают компенсацию избыточной зарядной мощности линии,

автоматически следя за режимом работы электропередачи. В аварийных режимах (разрыв линии, короткое замыкание на линии и т.п.) они быстро изменяют ток до необходимой величины, обеспечивая ограничение внутренних перенапряжений, быстрое погасание дуги короткого замыкания и

т.п.

В управляемых подмагничиванием электрических реакторах регулирование индуктивности производится изменением степени насыщения магнитной системы. В результате достигается плавное регулирование потребляемой мощности реактора. Допускается длительная перегрузка на 20% и кратковременная на 40%. Постоянная времени по регулированию мощности (быстродействие) реактора по требованию заказчика или месту подключения может варьироваться от 0,1 до 1 с. Удельные номинальные потери реактора такого типа реакторов составляют 4 - 7 Вт/кВА.

Начиная с 1998 года группой предприятий (Всероссийский электротехнический институт, ОАО «Электрические управляемые реакторы», ОАО «Запорожтрансформатор», ОАО «Раменский электротехнический завод Энергия») организовано производство управляемых шунтирующих реакторов для сети 110 - 500 кВ. На сегодняшний день осуществлено более 30 проектов, в том числе:

1. 1998 - 1999 гг. - установка управляемого реактора 25 MB А, 110 кВ на подстанции «Кудымкар» (АО «Пермэнерго»).

2. 2001 - 2002 гг. - изготовление и установка управляемого реактора 100 MB А, 220 кВ на подстанции «Чита» (МЭС Сибири).

3. 2002 г. - изготовление управляемого реактора 180 MB А, 330 кВ для подстанции «Барановичи» (концерн «Белэнерго»).

4. 2005 - 2006 гг. - изготовление и установка управляемого реактора 180 MB А, 500 кВ на подстанциях «Барабинская», «Таврическая».

5. 2007 г. - изготовление и установка управляемого реактора 180 MB А, 330 кВ на «Игналинской АЭС».

6. 2007 г. - изготовление и установка двух управляемых реакторов 180 MB А, 500 кВ на подстанции «Агадырь» и одного реактора на подстанции

«КЖ ГРЭС» (ЭС Казахстана).

На сегодняшний день установлено более 15 реакторов напряжением 110 кВ мощностью 25 МВА на различных подстанциях энергосистемы

России.

Судя по оценке зарубежных и отечественных экспертов, широкомасштабное применение управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов может стать одним из приоритетных направлений технического перевооружения высоковольтной сети 110 - 500 кВ. Общий суммарный эффект по сети в целом - это уменьшение потерь электроэнергии на 3 - 4% ее выработки, повышение пропускной способности межсистемных связей на 30 - 50%, восстановление качества электроэнергии до уровня

международных стандартов.

В сетях ЕЭС России отмечается высокая потребность в управляемых

реакторах как для установки на линиях высших классов напряжения взамен

ШР, так и для установки в распределительных сетях с подключением к

шинам 110 - 220 кВ, либо к третичным обмоткам автотрансформаторов. При

этом УШР должен применяться для регулирования режимов, реактор

трансформаторного типа может применяться как линейный.

Необходимо отметить, что на сегодняшний день отсутствуют

технические требования к линейным управляемым реакторам, а также не

разработаны методики технико-экономического обоснования применения

управляемых шунтирующих реакторов и критерии выбора места их

установки в энергосистемах. Для выработки рекомендаций по установки

УШР в какой либо системе необходимо проводить широкомасштабные

сетевые исследования в полной схеме сети с реализацией всего комплекса

установившихся режимов. В связи с этим весьма актуальным является идея

разработки методики и формулировка обобщенного критерия выбора места

установки УШР в высоковольтных сетях, который позволит оценить

целесообразность применения управляемого поперечного устройства компенсации на данной подстанции путем установления количественной связи между системными параметрами. Таким образом, целью диссертационной работы является разработка методики выбора места установки УШР в сетях 330 - 500 кВ. Предложенная методика была отработана при комплексном исследовании ОЭС различной структуры: ОЭС Казахстана транзит Север-Юг 500 кВ; ОЭС Сибири транзитная электропередача 500 кВ между подстанциями Ново-Анжерская - Заря -Барабинская - Таврическая, ОЭС Северо-Запада Кольско-Карельский транзит напряжением ЗЗОкВ. Анализ результатов исследования позволил сформулировать обобщенный критерии выбора места установки УШР в

высоковольтных сетях.

Опыт эксплуатации существующих транзитных электропередач 500 кВ в России и Казахстане показал, что применение неуправляемой поперечной компенсации (коммутируемых шунтирующих реакторов) по сравнению с управляемой приводит к снижению пропускной способности электропередачи, к увеличению потерь активной мощности, к существенным эксплуатационным расходам, вызванных необходимостью частых коммутаций реакторов и по этой же причине - пониженной надежности работы транзита.

Одним из объектов исследования является транзит 500 кВ длиной 1500 км, связывающий ЕЭС Казахстана с ОЭС Центральной Азии. В работе рассмотрены режимы передачи Север-Юг в его двухцепном варианте.

Транзитная электропередача ЗЗОкВ, связывающая Кольскую и Карельскую энергосистемы с Ленэнерго, характеризуется стабильным потоком мощности от Кольской АЭС в дефицитную Карельскую энергосистему и далее в систему Ленэнерго. Кольская и Карельская энергосистемы имеют весьма плотный график электрической нагрузки, характеризующийся числом часов использования максимума нагрузки около 7000. Основной проблемой является значительное недоиспользование

мощности электростанций Кольской и Карельской энергосистем по условию недостаточной пропускной способности электрической сети транзита

Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго.

Развитие ОЭС Сибири на основе сооружения протяженных линий электропередачи 500 кВ приводит к необходимости применения устройств регулируемой поперечной компенсации. Общая длина линий электропередачи 500 кВ между подстанциями Ново-Анжерская - Заря -Барабинская - Таврическая превышает 900 км, что также определяет необходимость применения поперечной компенсации.

В первой главе выполнен обзор проблемы обеспечения режимов высоковольтных протяженных линий электропередачи. Отмечено, что в условиях рыночной экономики наиболее остро стоит вопрос об обеспечение требуемой пропускной способности линий электропередачи и наличие резервов мощностей. Одни из наиболее эффективным способом решения указанной проблемы является применение BJI с обоснованным выбором места расстановки УШР и подбором их настроечных параметров, что в свою очередь обеспечивает «гибкость» передающей системы в целом и может рассматриваться в рамках концепции FACTS. Далее предложена идея и разработана подробная поэтапная методика выбора места установки УШР в высоковольтных сетях, путем установления количественной связи между режимными параметрами. Введены новые термины и критериальные величины, которые используются в диссертационной работе. Для трех реальных энергообъектов выполнен анализ эксплуатационных установившихся режимов, разработаны эквивалентные схемы и определены

их параметры.

Во второй главе описаны основные математические модели элементов электроэнергетической системы, обозначены особенности применяемых языков программирования MATLAB и Modélica, с использованием программы поддержки Dymola. Отмечены широкие возможности совместного использования указанных сред программирования. Приведены

в

модели основных элементов ЭЭС и рассмотрен пример создания простейшей модели электропередачи позволяющий дать представление о

сути языка Modélica.

В третьей главе диссертационной работы приведены исследования

установившихся режимов реальных транзитных линий электропередачи 500 кВ и 330 кВ при их различной загрузке в соответствии с предложенной в главе 1 методикой. Определены пограничные значения критериальных величин и соотношений. На основе анализа полученных данных выполнена оценка эффективности применения управляемых шунтирующих реакторов в рассматриваемых энергосистемах. Сформулированы критериальные условия выбора места установки управляемых шунтирующих реакторов высоковольтных сетях различного класса напряжения.

В четвертой главе проведена оценка влияния применения УШР на

показатели статической устойчивости энергосистем.

В Приложении 1 представлены полная схема ЭС Казахстана, баланс мощности на 2015 г. и характеристики режима работы линий рассматриваемой системы. Также в приложении приведены параметры эквивалентных схем трех рассмотренных энергосистем.

В Приложении 2 представлено описание различных элементов простейшей схемы в среде объектно-ориентированного программирования, с помощью которой получены результаты численных экспериментов.

В Приложении 3 выполнены исследования установившихся режимов работы ОЭС Сибири транзита ПС Барабинская - ПС Таврическая в соответствии с предложенной методикой выбора мест установки УШР. Полученные данные согласуются с типом установленных в сети устройств, что иллюстрирует достоверность проведенных исследований.

В Приложении 4 выполнена оценка эффективности применения устройств компенсации реактивной мощности в системе «Лёнэнерго», определен тип УКРМ с использованием сформулированного в

диссертационной работе критерия, также произведена оценка запаса статической и динамической устойчивости энергосистемы.

В диссертационной работе ставились следующие задачи:

1. Выполнить анализ существующих подходов для принятия решения об установки устройства поперечной компенсации в высоковольтных сетях.

2. На основе предложенной идеи разработать поэтапную методику выбора места установки устройств поперечной компенсации реактивной в высоковольтных сетях различного класса напряжения путем установления количественной связи между режимными параметрами.

3. Реализовать предложенную методику в существующих энергосистемах в которых остро стоит проблема обеспечения желаемой пропускной способности линий электропередачи. Для этого :

3.1. Исследовать установившиеся режимы работы трех энергосистем с установленными УШР - Кольско-Карельского транзита, транзита Север-Юг Казахстана, транзита Ново-Анжерская -Таврическая.

3.2. Разработать эквивалентные схемы и компьютерные модели энергосистем с УШР в среде объектно - ориентированного программирования для решения поставленной задачи с помощью совместного использования среды компьютерного моделирования MATLAB и Dymola.

3.3. Выполнить поэтапные исследования в указанных энергосистемах в соответствии с предложенной методикой, провести анализ полученных данных и сформулировать обобщенный критерий выбора места установки управляемых шунтирующих реакторов в

сетях 330 - 500 кВ.

4. Выполнить выбор настроечных параметров УШР в указанных

энергосистемах.

5. Применить разработанный критерий выбора места установки управляемых шунтирующих реакторов в условиях городской сети

«Ленэнерго», оценить влияние УКРМ на динамическую и статическую устойчивость системы, выбрать их настроечные характеристики.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

1. Разработана методика, позволяющая выбрать места установки управляемых устройств поперечной компенсации реактивной мощности в высоковольтных сетях, обеспечивающие более высокую стабилизацию напряжения и повышение пропускной способности ЛЭП, а также обеспечивающие необходимые показатели устойчивости системы.

2. Предложен критерий выбора места установки УШР в сетях 330 -500 кВ. Учитывающий, кроме значения мощности короткого замыкания в месте установки УШР, отклонение напряжения при тестовом возмущении и мощность реактора, что в свою очередь позволяет более точно определить места установки управляемого поперечного устройства компенсации и охватить более широкий спектр возможных эксплуатационных режимов в энергосистеме.

3. Разработаны математические модели нескольких реальных энергосистем в среде объектно-ориентированного программирования на языке Modélica, позволяющие создавать более сложные компьютерные модели энергосистем и с использованием отработанного взаимодействия программных оболочек моделирования MATLAB и Dymola выполнять оценку запаса статической устойчивости энергосистем.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Назарова, Екатерина Сергеевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО РАБОТЕ

1. Разработана методика определения условий выбора мест установки УШР в сетях 330 - 500 кВ. Доказано, что установка устройств управляемой поперечной компенсации улучшает показатели качества регулируемого напряжения на зажимах ответственных потребителей.

2. Сформулированы критерии выбора мест установки УШР в сетях 330 -500 кВ. Разработанные критерии выбора места установки УШР и технические требования, предъявляемые к их параметрам, могут использоваться при рассмотрении перспектив развития сетей с

применением данных устройств.

3. Разработаны эквивалентные модели реальных энергосистем (Кольско-Карельского транзита 330 кВ, транзита Север-Юг Казахстана 500 кВ, транзита Ново-Анжерская - Таврическая 500 кВ) в среде объектно-ориентированного программирования. Использование алгоритма взаимодействия с программной оболочкой МАТЬАВ может быть применено для решения более широкого спектра научных, эксплуатационных и исследовательских задач: таких как развитие сетей, обеспечения требуемой пропускной способности линий электропередачи, оценки запаса статической и динамической устойчивости, как в рассмотренных, так и в других энергосистемах.

4. Разработаны эквивалентные модели энергосистем и исследовано влияние места установки устройств поперечной компенсации реактивной мощности на показатели статической устойчивости систем

и выполнен выбор настроечных параметров УШР.

5. Предложенный критерий выбора мест установки устройств компенсации реактивной мощности опробован в городской сети «Ленэнерго». Выполнен анализ установившихся режимов работы в перспективной схеме ее развития на 2015 г. и даны рекомендации по установке устройств компенсации реактивной мощности. На

разработанной модели эквивалентной схемы системы рассчитаны показатели статической устойчивости и исследована динамическая устойчивость. Исследования показали, что рассмотренная схема сети «Ленэнерго» обладает высокими показателями как статической, так и динамической устойчивости.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Назарова, Екатерина Сергеевна, 2011 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абу-Гаттас, Н.З. Расчет переходных процессов генераторов при несимметричных и последовательных коротких замыканиях / Н.З. Абу-Гаттас, Р.В. Окороков, С.В. Смоловик // Энергетика. - 1990. - №11. -

С. 47-50.

2. Автоматическое регулирование и управление в энергосистемах: Сборник научных трудов / Под общ. ред. В.Д.Ковалева; М.; Энергоатомиздат,

1983.-96 с.

3. Александров, Г.Н. Передача электрической энергии переменным током /

Г.Н. Александров; М.:3нак, 1998. - 272 с.

4. Александров, Г.Н. Быстродействующий управляемый реактор трансформаторного типа 420 кВ, 50 Мвар пущен в эксплуатацию / Г.Н. Александров//Электричество. - 2002. - №3.- С. 64-66.

5. Александров, Г.Н. Принципы работы управляемого шунтирующего реактора трансформаторного типа / Г.Н. Александров, Б.И. Альбертинский, И. А. Шкуропат//Электротехника. - 1995.- №11.

6. Александров, Г.Н. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения / Г.Н. Александров, A.B. Горелов, В.В. Ершевич; под ред. Г. Н. Александрова; СПб., Энергоатомиздат, 1993. -

560 с.

7. Александров, Г.Н. Новые средства передачи электрической энергии в электрических системах / Г.Н. Александров [и др.]; под ред. Г.Н.

Александрова; ЛГУ - Л.,1987. - 230 с.

8. Александров, Г.Н. Параметры воздушных линий электропередачи

компактных конструкций / Г.Н. Александров, Г.А. Евдокунин, Г.В. Подпоркин // Электричество. - 1982. - №4 - С. 3-7.

9. Александров, Г.Н. Управляемые реакторы: Учебное пособие / Г.Н. Александров, В.П. Лунин; СПб: Северо-западный филиал АО «ГВЦ Энергетики», 2001. - 160 с.

10. Андерсон, П. Управление энергосистемами и устойчивость / П. Андерсон, А. Фуад, пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского; М.: Энергия,

1980.-568 с.

11. Астахов, Ю.Н. Накопители энергии в электрических системах: Учебное пособие для электроэнергетических специальностей вузов / Ю.Н. Астахов, В.А. Веников, А.Г. Тер-Газарян; М.: Высшая школа, 1989. -

159 с.

12. Баринов, В.А. Определение установившихся режимов и статической устойчивости сложных электроэнергетических систем / В.А. Баринов, Е.А. Литвиненко // Методы и программное обеспечение для расчетов колебательной устойчивости энергосистем (ФЭО). - СПб., 1992. - С. 1829.

13. Баринов, В.А. Анализ статической устойчивости электроэнергетических систем по собственным значениям матриц / В.А. Баринов, С.А. Совалов // Электричество. - 1983. - №2.- С. 8-15.

14. Беляев, А.Н. Программирование на примере электротехнических и электроэнергетических задач / А.Н. Беляев, C.B. Смоловик; СПб.,2006. -120 с.

15. Бортник, И.М. Статические тиристорные компенсаторы энергосистем и сетей электроснабжения / И.М. Бортник [и др.] // Электричество. - 1998. - №2. - С. 13-19.

16. Брянцев, A.M. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы для сети 35-500 кВ / А.М.Брянцев [и др.] // Электротехника. - 2003. -

№1.

17. Брянцев, A.M. Управляемые подмагничиванием дугогасящие реакторы с автоматической компенсацией емкостного тока замыкания на землю для сетей 6-35кВ / A.M. Брянцев, А.Г. Долгополов, А.Н. Лурье // Электричество. - 2000. - №7.

18. Брянцев, A.M. Ввод в эксплуатацию управляемого подмагничиванием шунтирующего реактора мощностью 100МВА, 220кВ / A.M. Брянцев,

A.Г. Долгополов, А.И. Лурье//Электричество.-2002.-№12.

19. Бушуев, В.В. Динамические свойства электроэнергетических систем /

B.В. Бушуев; М.: Энергоатомиздат, 1987. - 120 с.

20. Важнов, А.И. Переходные процессы в машинах переменного тока / А.И. Важнов; Л.: Энергия, 1980. - С. 170.

21. Важнов, А.И. Электрические машины / А.И. Важнов; Л; Энергия, 1969.

- 768 с.

22. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учебник для электроэнергетических специальностей вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. / В.А. Веников; М.:

Высшая школа, 1985. - 536 с.

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

24. Веников, В.А. Сильное регулирование возбуждения / В.А. Веников [и др.]; М.: Энергия, 1963. - 152 с.

25. Веников, В.А. Математические основы автоматического управления режимами электросистем / В.А. Веников, И.В. Литкенс; М.: Высшая

школа, 1964.-202 с.

26. Веников, В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах / В.А. Веников, В.И. Идельчик, М.С. Лисеев; М.:

Энергоатомиздат, 1985. - 216 с.

27. Веников, В.А. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока: Учебное пособие для вузов / В.А. Веников, Ю.П. Рыжов; М.: Энергоатомиздат, 1985. - 272 с.: ил.

28. Герценберг, Г.Р. Схема унифицированного автоматического регулятора возбуждения сильного действия для гидрогенераторов, турбогенераторов и синхронных компенсаторов с ионной и тиристорной

системами возбуждения / Г.Р. Герценберг [ и др.] // Труды ВЭИ. - М.:

Энергия. 1972. - Вып.81. - С. 3-16.

29. Горев, A.A. Переходные процессы синхронной машины / A.A. Горев; Л.:

Госэнергоиздат, 1950. - 551 с.

30. Горский, Ю.М. Цифровой регулятор возбуждения и скорости

синхронных машин / Ю.М. Горский [и др.] // Электричество. - 1981. -№1. - С. 8-13.

31. Груздев, И.А. Разработка методов и программного обеспечения для анализа статической устойчивости и демпферных свойств больших энергосистем / И.А. Груздев, В.А. Масленников, С.М. Устинов // Методы и программное обеспечение для расчетов колебательной устойчивости энергосистем (ФЭО). - СПб., 1992. - С. 66-88.

32. Дементьев, Ю.А. Применение управляемых статических компенсирующих устройств в электрических сетях / Ю.А. Дементьев //

Электричество. - 2003. - №9. - С. 2-11.

33. Евдокунин, Г.А. Электрические системы и сети: Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов / Г.А.

Евдокунин; СПб., 2001. - 304 с.

34. Ершевич, В.В. Первый формальный шаг по пути создания Единой электроэнергетической системы мира / В.В. Ершевич // Электричество. -1992.-№1.

35. Жданов, П.С. Вопросы устойчивости электрических систем / П.С.

Жданов; М.: Энергия, 1979.-445 с.

36. Ивакин, В.Н. Электропередачи и вставки постоянного тока и статические тиристрорные компенсаторы / В.Н. Ивакин, Н.Г. Сысоева, В.В. Худяков.; под ред. В. В. Худякова; М.: Энергоатомиздат, 1993.

37. Ивакин, В.Н. Гибкие электропередачи переменного тока / В.Н. Ивакин, В.Д. Ковалев, В.В. Худяков // Электротехника. - 1996. - №8.

38. Ивакин, В.Н. Перспективы применения силовой преобразовательной техники в электроэнергетике / В.Н. Ивакин, В.Д. Ковалев //

Электричество. - 2001. - №9.

39. Кашин, И.В. Устойчивость работы протяженных электропередач переменного тока с регулируемыми устройствами поперечной компенсации / И.В. Кашин, C.B. Смоловик // Электричество. - 2001. -

№2.

40. Костюк, О.М. О математическом описании элементов энергосистемы для решения задач статической устойчивости / О.М. Костюк; Киев, 1973.

- 64 с.

41. Костюк, О.М. Элементы теории устойчивости энергосистем / О.М.

Костюк; Киев: Наукова думка, 1983. - 295 с.

42. Кочкин, В.И. Управляемые статические устройства компенсации реактивной мощности для линии электропередачи / В.И. Кочкин //

Электричество. - 2000. - №9. - С.13-19.

43. Кочкин, В.И. Режимы работы управляемых линий электропередачи / В.И. Кочкин, Ю.Г. Шакарян // Электричество. - 1997. - №9.

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

45. Левинштейн, М. А. Статическая устойчивость электрических систем: Учебное пособие / М.А. Левинштейн, О.В. Щербачев; ГОУВПО

СПбГТУ. - СПб., 1994. - 264 с.

46. Литкенс, И.В. Колебательные свойства электрических систем / И.В. Литкенс, В.И. Пуго; М.: Энергоатомиздат, 1988. - 216 с.

47. Лукашов, Э.С. Вопросы устойчивости в малом дальних электропередач переменного тока.: Дис...д-ра техн. наук. / Э.С. Лукашов; ЛПИ, - Л.,

1971.

48. Лукашов, Э.С. Уравнения малых колебаний дальних электропередач и исследование их на устойчивость / Э.С. Лукашов; Новосибирск: Наука,

сиб. отделение, 1966. - 220 с.

49. Маркович, И.М. Режимы энергетических систем / И.М. Маркович; М.,

Энергия, 1969.-351 с.

50. Макаровский, С.Н. Проблемы управления напряжением и реактивной

мощностью в основных сетях ЕЭС России / С.Н. Макаровский, З.Г.

Хвощинская // Энергетик. - 2002. - №6.

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

52. Масленников, В.А. Управление собственными динамическими свойствами крупных энергообъединений и дальних электропередач: Дис. д-ра техн. наук / В.А. Масленников; ГОУВПО СПбГТУ. - СПб., 1998. -

284 с.

53. Методические указания по устойчивости энергосистеме СО 15334.20.576 - Москва, 2004. - 8 с.

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

55 Основы переходных процессов электроэнергетических систем: Конспект лекций. Часть I / C.B. Смоловик [и др.]; ГОУВПО СПбГТУ- СПб., 2000.

- 108 с.

56. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах: Конспект лекций. Часть II / Р.В. Окороков [и др.]; ГОУВПО СПбГТУ-

СПб., 1998. - 91 с.

57. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах: Конспект лекций. Часть III / А.Н. Беляев [и др.]; ГОУВПО СПбГПУ-

СПб.,2003.- 114 с.

58. Петров, Г.Н. Электрические машины. 4.1. Введение трансформаторы.

Учебник для вузов / Г.Н. Петров; Москва, «Энергия», 1974. - 240 с.

117

59. Продольная емкостная компенсация линий электропередачи; ГЭИ - М., 1957.-48 с.

60. Разработка системы стабилизации напряжения в сетях 110-500кВ, включая ПС «Таврическая», «Барабинская», с использованием управляемых шунтирующих реакторов. Этап 1. Анализ эффективности применения управляемых шунтирующих реакторов, технические требования к управляемым шунтирующим реакторам для сетей напряжением 110, 220, 330 и 500 кВ; Открытое акционерное общество

«Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт по проектированию энергетических систем и электрических сетей» ОАО

«Институт «Энергосетьпроект» - М., 2003 г.

61. Рагозин, A.A. Обобщенный анализ динамических свойств энергообъединений на основе структурного подхода: Дис...докт.техн. наук /A.A. Рагозин; ГОУВПО СПбГТУ. - СПб., 1998. - 353 с.

62. Рагозин, A.A. Условия статической устойчивости дальних линий электропередачи с управляемыми шунтирующими реакторами и их физическая интерпретация / A.A. Рагозин // Электричество. - 1997. - №5.

63. Расчет режимов, обоснование эффективности применения, разработка алгоритмов гашения дуги ОАПВ и технических требований к управляемым шунтирующим реакторам 110 - 500 кВ на примере их установки на подстанциях Ново-Анжерская, Барабинская, Таврическая; Ассоциация центров инжиниринга и автоматизации. - СПб.,2005. - 76 с.

64. Рудницкий, М.Г. Элементы теории устойчивости и управления режимами энергосистем.: Учебное пособие / М.Г. Рудницкий;

Свердловск, УПИ, 1984. - 95 с.

65. Сатанин, В.В. Применение устройств компенсации реактивной мощности для оптимизации режимов и устойчивости межсистемной электропередачи ЗЗОкВ Кольская АЭС - Ленэнерго.: Дис... канд.техн.наук. / В.В. Сатанин; ГОУВПО СПбГПУ. - СПб., 2005.

66. Совалов., С.А. Противоаварийное управление в энергосистемах / С.А.

Совалов; М.: Энергоатомиздат, 1988.-416 с.

67. Совалов, С.А. Режимы Единой энергосистемы / С.А. Совалов. - М.:

Энергоатомиздат, 1983.-384 с.

68. Справочник по проектированию электроэнергетических систем; М,

Энергоатомиздат, 1985.

69. Статические компенсаторы для регулирования реактивной мощности / под ред. Р. М. Матура: пер. с англ.; М.: Энергоатомиздат, 1987. - 160 с.

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

71. Суханов Л.А. Основные параметры отечественных генераторов / Л.А. Суханов, Г.П. Мягкова; М.: Информэлектро, 1986.

72. Толмачев В.Н. Эффективное использование энергии ветра в системах автономного энергообеспечения / В.Н. Толмачев, A.B. Орлов, В.А. Булат, под общ. ред. д.т.н. проф. A.B. Орлова; ГОУ ВИГУ - СПб, 2002.

- 203 с.

73. Укрупненные показатели стоимости сооружения электрических станций и электрических сетей. РАО «ЕЭС России»; Москва, 2002.

74. Управление процессами электрических систем. Тематический сборник /

под ред. Строева В. А.; МЭИ - М., 1978. - 100 с.

75. Ушаков Е.И. Статическая устойчивость электрических систем/ Е.И. ' Ушаков // АН СССР. Сиб. Отделение. Сибирский энергетический

институт. - Новосибирск: Наука. Сиб. Отделение, 1988. - 273 с.

76. Щедрин, H.H. Упрощение электрических систем при моделировании /

H.H. Щедрин; М-Л.: Энергия, 1966. - 159 с.

77. Щербачев, О.В. Режимы и оборудование электрических систем / О.В.

Щербачев; ЛПИ. - Л., 1980. - 113 с.

78. Юрганов, A.A. Динамические свойства и устойчивость мощных турбогенераторов АЭС с сильным регулированием возбуждения: Автореф. дис...докт. техн. наук./ A.A. Юрганов; Л., 1990. - 46 с.

79. Юрганов, A.A. Регулирование возбуждения синхронных генераторов / A.A. Юрганов, В.А. Кожевников; СПб: Наука, 1996. - 138 с.

80. Электрические сети 35-1150 кВ. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей; ОАО Энергосетьпроект. - Москва, 2003.

81. Anderson, P.M. Power system control and stability / P.M. Anderson, A.A. Fouad; Ames, Iowa, 1977. - p. 569.

82. Arrillaga, J. Thyristor-Controlled Quadrature Boosting / J. Arrillaga // Proceedings of IEEE. June 1979. - vol. 126, no. 6.

83. Alexandrov, G.N. Improvement of AC electrical transmission system by implementation of Controllable Shunt Reactors / G.N. Alexandrov, S.V. Smolovik // IEEE Power Engineering.

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

85. Elmqvist, H. Dymola, User Manual, Dynasim AB/ H. Elmqvist, D. Bruck, M.

Otter-Sweden, 2000.

86. Ghosh, A. Power System Stabilizer Based on a Adaptive Control Technique / A. Ghosh [et al]. // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. -August 1984. Vol. PAS - 103. - № 8. - pp. 1983-1989.

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

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

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

90. Grunbaum, R. FACTS and HVDC Light for Power System Interconnections / R. Grunbaum, B. Halvarsson, A. Wilk-Wilczynski. // Power Delivery Conference, Madrid, Spain, September, 1999.

91. Hingorani, N.G. Understanding FACTS / N. G. Hingorani, L. Gyugyi // IEEE.

2004.

92. Hingorani, N.G. Power Electronics in AC Transmission System/ N.G. Hingorani// CIGRE Special Report PI-02, Paris Session, 1996.

93. Hingorani, N.G. High Power Electronics and Flexible AC Transmission System / N.G. Hingorani // IEEE Transactions on Power Systems, July 1988.

94. Navarro, I.R. Object-Oriented Modeling and Simulation of Power Systems using Modelica / I.R. Navarro, M. Larsson, G. Olsson // Power Engineering

Society Winter Meeting, 2000. - Vol. 1. - pp. 790-795.

95. Mattsson, S.E. Modelica an international effort to design the next generation modeling language/ S.E. Mattsson, H. Elmqvist // 7th IFAC Symp. on Computer Aided Control Systems Design, CACSD'97, Gent, Belgium, 28-30

April 1997.

96. Shampine, L.F. The MatLAB ODE Suite. The MathWorks / L.F. Shampine, M.W. Reichelt. - Inc. Natick MA, 1996. - pp 22.