Регулирование частоты и обменной мощности в объединенной энергосистеме тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Ришаг Хуссейн Тани

• Ришаг Хуссейн Тани
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ришаг Хуссейн Тани

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА ПЕРВАЯ. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ (АРЧМ).

1.1.Назначение автоматического регулирования частоты и активной мощности

АРЧМ).

1.2.Влияние длительной работы с пониженной частотой и повышенной обменной мощностью в ЭС.

1.3.Устойчивость межсистемных электропередач и автоматическое регулирование перетоков мощности.

1.3.1.0бщая характеристика слабых межсистемных электропередач.

1.3.2. Устойчивость слабых межсистемных электропередач.

1.3.3.Нерегулярные колебания мощности межсистемных электропередач.

1.3.4. Устойчивость объединенных систем с несколькими слабыми связями.

1.4. Основные требования к системам автоматизации регулирования частоты и обменной мощности (АРЧМ).

1.5. Динамика снижения частоты в объединенной энергосистеме при дефиците генерации.

1.6. Обзор развития российских автоматических регуляторов частоты и обменной мощности. 1.7. Обзор развития зарубежных автоматических регуляторов частоты и обменной мощности.

1.8. Постановка вопроса.

1.9. Выводы по первой главе.

ГЛАВА ВТОРАЯ. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ОБЪЕДИНЕННОЙЭНЕРГОСИСТЕМЫ.

2.1. Методы моделирования.

2.2. Структурная схема САР.

2.3. Структурная и принципиальная схемы регулятора частоты вращения.

2.4. Моделирование элементов регулятора частоты вращения.

2.4.1. Уравнение центробежного маятника.

2.4.2. Уравнение золотника.

2.4.3. Уравнение сервомотора.

2.4.4. Уравнение обратной связи.

2.5. Математическое моделирование турбины.

2.6.Моделирование генератора.

2.6.1.Общее уравнение генератора.

2.6.2.Передаточная функция генератора, работающего в режиме холостого хода.

2.6.3 .Передаточная функция генератора, работающего на выделенную нагрузку.

2.6.4. Работа генератора в энергосистеме.

2.7. Математическое моделирование энергосистемы.

2.8. Моделирование энергообъединения.

2.9. Вторичное регулирование в энергообъединении.

2.10. Выводы по второй главе.

ГЛАВА ТРЕТЬЯ. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И ОБМЕННОЙ

МОЩНОСТИ В ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ.

3.1 Особенность регулирования частоты в объединенных энергосистемах.

3.2. Астатическая и статическая характеристика.

3.3.Распределение нагрузки между агрегатами.

3.4. Первичное и вторичное регулирование.

3.5. Раздельное регулирование частоты и обменной мощности.

3.6.Регулирование частоты с блокировкой по обменной мощности.

3.7.Регулирование частоты со статизмом по обменной мощности.

3.8.Регулирование частоты и обменной мощности в ЕЭС России.

3.9.Выводы по третьей главе.

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ. ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ НА МОДЕЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ЭВМ ПРИ ДЕЙСТВИИ

АРЧМ.

4.1. Постановка задачи исследования.

4.2. Система математического моделирования MATLAB.

4.3. Методика проведения исследований на ЭВМ.

4.4. Регулирование частоты и обменной мощности.

4.4.1. Энергообъединение из тепловых электростанций.

4.4.2.Смешанные энергообъединения.

4.5. Влияние статизма на процесс регулирования.

4.6. Статизм первичного регулятора и энергосистемы в целом.

4.7.Современные проблемы регулирования частоты и мощности в объединенных энергетических системах.

4.8. Демпфирование колебаний обменной мощности.

4.8.1. Импульсное отключение нагрузки.

4.8.2. Аварийная разгрузка турбоагрегата.

4.9. Выводы по четвертой главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Регулирование частоты и обменной мощности в объединенной энергосистеме»

Развитие энергетики всех стран мира идет по пути объединения на параллельную работу все большего числа электростанций, энергосистем и энергообъединений. В России в результате длительного процесса, связанного с сооружением магистральных линий электропередачи и освоением техники параллельной работы мощных энергообъединений была создана Единая энергосистема страны (ЕЭС), включающая в себя 10 энергообъединений из 11 существующих в стране. Распространение ЕЭС в широтном направлении достигает шести часовых поясов, и так называемый «широтный эффект» объединения, снижение пика нагрузки всей энергосистемы за счет разновременности пиков в отдельных её частях сейчас достигает примерно 10 млн. кВт.

Другим существенным преимуществом создания Единой энергосистемы является повышение надежности энергоснабжения потребителей за счет взаиморезервирования её частей и повышение экономичности за счет максимального использования наиболее экономичных источников электроэнергии. Однако ЕЭС, как и другим крупнейшим энергообъединениям мира, присущ определенный недостаток, заключающийся в возможности быстрого распространения нарушений нормального режима, происшедших в той или иной части системы, и перерастания их в так называемые системные аварии с обесточением потребителей на больших территориях.

Опыт показал, что наилучшим средством предотвращения таких аварий является совершенствование управления энергосистемой, которое подразделяется сейчас обычно на два класса: оперативно-диспетчерское и автоматическое. К оперативно-диспетчерскому управлению относится управление, осуществляемое силами специально выделенного (дежурного) персонала, непрерывно контролирующего режим работы энергосистемы в целях обеспечения его экономичности и необходимого качества электроэнергии по частоте и напряжению, а также предотвращения возможных аварий и ликвидации их последствий.

Система оперативно-диспетчерского управления, как правило, является иерархической и содержит несколько уровней. В ЕЭС принята трехуровневая система диспетчерского управления, высшим уровнем которой является Центральное диспетчерское управление Единой энергосистемы (ИДУ ЕЭС), затем следуют объединенные диспетчерские управления (ОДУ), каждое из которых ответственно за свою часть Единой энергосистемы, называемую объединенной энергосистемой или энергообъединением, и диспетчерские службы районных энергоуправлений (РЭУ), управляющие работой районных энергосистем (РЭС). Помимо этого, в оперативно-диспетчерском управлении участвует соответствующий персонал предприятий электрической сети (ПЭС) и районов электрической сети (РЭС), а также дежурный персонал электростанций, действующий под руководством диспетчеров ЦЦУ, ОДУ и РЭУ.

Перед персоналом диспетчерских управлений всех уровней стоят ответственные и сложные задачи. В нормальном режиме работы энергосистем они сводятся к планированию их работы вплоть до составления суточных графиков нагрузки, руководству реализацией этих графиков в условиях непрерывно меняющегося электропотребления, руководству переключениями в электрических сетях для выполнения ремонтных работ, ведению статистического учета и отчетности и т.п. Важнейшей задачей диспетчерского управления является непрерывный контроль за состоянием энергосистемы, особенно необходимый в так называемых напряженных режимах, когда условия работы отдельных её элементов приближаются к предельным.

Основной частью всех этих задач являются сбор, обработка и отображение информации о состоянии диспетчируемой системы, которые требуют для своего осуществления специального оборудования. Работа по созданию такого оборудования велась с самого момента возникновения органов диспетчерскою управления, т, е. с середины 20-х годов, и включала в себя создание специальной сети связи, к которой впоследствии были добавлены средства телемеханики и так называемые диспетчерские щиты различных конструкций. При создании всех этих средств, объединенных под общим названием «средства диспетчерско-технологического управления» (СДТУ), постоянно проявлялось стремление «оживить» диспетчерский щит, отобразив на изображенной на нем схеме энергосистемы ее текущее состояние. Для телесигнализации (ТС) сделать это удалось, и диспетчерские щиты с встроенными в них элементами сигнализации положения коммутационного оборудования уже давно составляют неотъемлемую часть диспетчерских пунктов высших ступеней иерархии. Однако совместить с изображением какого-либо элемента энергосистемы сведения о режиме работы этого элемента в данный текущий момент оказалось очень трудно. Решение этой задачи стало возможным в полной мере только после внедрения в технику диспетчерского управления компьютеров.

В настоящее время большинство диспетчерских пунктов на трех указанных выше уровнях оперативно-диспетчерского управления ЕЭС уже оснащено подобного рода оборудованием, которое вместе со средствами связи и телемеханики входит в так называемые автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ). В состав АСДУ, как правило, входят так называемые оперативно-информационные комплексы (ОИК) с ЭВМ и дисплеями, установленными на рабочих местах диспетчеров и других сотрудников органов диспетчерского управления. Это существенно облегчило работу диспетчеров и повысило её эффективность, однако коснулось главным образом только нормальных (в том числе напряженных) и послеаварийных режимов работы энергосистем. Аварии же в энергосистемах, как известно, и большинстве своем настолько быстротечны, что оперативно-диспетчерское управление с участием человека-оператора часто оказывается не в состоянии справиться с возникающими при этом задачами и должно дополняться управлением другого вида-автоматическим.

В данной работе разрабатывается компьютерная модель энергосистемы, которую можно было бы впоследствии использовать для расчетов переходных процессов при малых возмущениях. Процесс моделирования энергосистемы с применением компьютера и последующие расчеты режимов являются гораздо менее трудоемкой задачей по сравнению с расчетом тех же режимов вручную. Современный уровень развития вычислительной техники позволяет моделировать достаточно сложные энергосистемы и рассчитывать весьма сложные процессы.

В диссертации для моделирования энергосистемы использована программа Matlab с модулем Simulink, которая позволяет визуально, в виде структурных схем, моделировать системы любой сложности и отображать результаты исследований и измерений в виде графиков, таблиц и проч. Правила пользования программой Matlab, а так же информация по составлению приведена в п. 4.2.

На модели проведена серия расчётов переходного процесса изменения частоты при наличии и отсутствии вторичного регулирования, при изменении статизма регуляторов. Исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. Выяснено влияние места приложения нагрузки (возмущения) на характер переходного процесса f(t) и Робм (t).

Предложены нестандартные способы воздействия на объединенную энергосистему для демпфирования колебаний обменной мощности: использование электрогидравлической приставки (ЭГП) к первичному регулятору для быстрого уменьшения генерации и импульсное отключения нагрузки (ИОН).

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Ришаг Хуссейн Тани

4.9. Выводы по четвертой главе

1. Математическое моделирование объединенной энергосистем, реализованное на персональном компьютере, является уникальным инструментом исследования переходных процессов в энергообъединении с учетом действия первичного и вторичного регулирования. Простота набора схемы энергосистемы, легкость перенастройки параметров энергосистемы и регуляторов, быстрая фиксация результатов эксперимента - все это делает модель незаменимым инструментом при решении подобных задач.

2. На математической модели объединенной энергосистемы, состоящей из двух энергосистем, соединенных одной межсистемной ЛЭП, выполнены следующие эксперименты: а) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС без вторичного регулирования; б) регулирование частоты и обменной модности в ОЭС при наличии вторичного регулирования; в) показано влияние статизма первичных регуляторов на характер и длительность переходного процесса f(t) и РОбм(0 • г) доказано влияние коэффициентов усиления вторичного регулятора на процессы f(t) и Po6M(t). д) исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. Выяснено влияние места приложения нагрузки (возмущения) на характер переходного процесса f(t) и P06M(t).

3.В силу сложности структуры объекта и высоких коэффициентов усиления регуляторов, переходный процесс f(t) и P06M(t) носит колебательный характер. За счет колебательности процесса возможен "выброс" обменной мощности относительно его установившегося значения. Этот "выброс" может составлять почти двойное значение. Примечательно то, что ни первичный регулятор, а тем более вторичный, не успевают сколько- нибудь заметно повлиять на начальный характер переходного процесса РОбм00

А отсюда следует, что для ограничения "бросков" обменной мощности в начальной стадии переходного процесса необходимо применять нестандартные способы воздействия на энергосистему. Возможным вариантом может быть воздействие на первичный регулятор частоты вращения через электрогидравлическую приставку (ЭГП) и импульсное отключение нагрузки (ИОН).

4.Проведены исследования переходного процесса при воздействии противоаварийной автоматики на турбину через ЭГП или отключение нагрузки. Показана эффективность подобной автоматики. Первостепенное значение имеет быстродействие автоматики через ЭГП и ИОН.

Заключение

В рамках поставленной цели диссертационной работы разработана математическая модель объединенной энергосистемы и на её основе проведено исследование переходных процессов при регулировании частоты и обменной мощности. Сформулированы рекомендации по улучшению характеристик системы автоматического регулирования частоты и обменной мощности сверхмощных энергообъединений.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи.

1. Произведен обзор проблемы поддержания частоты на заданном уровне и демпфирование колебаний обменной мощности. Выявлено влияние отклонений частоты и величины обменной мощности на работу как объединенной энергосистемы (ОЭС), так и потребителей электроэнергии. При высоких значениях обменной мощности происходит потеря устойчивости между параллельно работающими энергообъединениями. Особо остро проблема проявляется в объединенных энергосистемах. Межсистемные линии передачи являются "слабыми" связями, пропускная способность которых лежит в пределах 5-10% от установленной мощности энергосистемы. В таком случае колебания нагрузки в энергосистеме в диапазоне ±1,0% могут привести к большим отклонениям обменной мощности и привести к нарушению устойчивости на межсистемной ЛЭП. Вот почему при создании объединенных энергосистем (ОЭС) допустимое отклонение частоты уменьшают до ± 0,1 Гц. Процесс интеграции энергетических систем продолжается вплоть до настоящего времени, Созданы межгосударственные энергообъединения нескольких стран Европы, ставится вопрос о параллельной работе на переменном токе Единой Энергосистемы России (ЕЭС) с объединенной системой стран Западной Европы. В этой связи ставится задача регулирования частоты в России в пределах 50 ± 0,05 Гц. Новая постановка проблемы выдвигает необходимость проведения дальнейших исследований в этой области и, в первую очередь, исследований динамики регулирования частоты и обменной мощности в сверхмощных энергообъединениях.

2. Для анализа переходных процессов разработана математическая модель турбо- и гидроагрегатов и энергосистемы. Данная модель реализована в программе Simulink среды программирования Matlab, что позволяет исследовать переходные процессы при возмущениях в любой точке структурной схемы, то есть исследовать динамику изменения частоты и обменной мощности при изменении нагрузки для различных законов регулирования. Кроме изменения нагрузки системы рассматривается возмущение - изменение уставок первичного и вторичного регуляторов, их коэффициентов усиления и т.д. На ЭВМ создана модель вторичного регулирования. Это позволяет проводить исследования регулирования частоты и обменной мощности по любому закону управления этими величинами. Окончательно выбор закона управления осуществляется с учетом технических возможностей измерения обменной мощности.

3. Сделан вывод, что в объединенной энергосистеме необходимо регулировать не только частоту, но и обменную мощность по межсистемной линии передачи. При этом закон регулирования частоты должен осуществляться со статизмом по обменной мощности:

KjAf + KrAP^-O, где Kf и Кр — коэффициенты усиления по частоте и обменной мощности. Регулирование заканчивается, когда А/ = О и АРобм = О. Достоинством метода является то, что вторичное регулирование можно настроить так, что в действие приходят только регуляторы системы, где возникло изменение нагрузки. К недостатку метода следует отнести необходимость каналов связи для измерения обменной мощности.

Частным случаем регулирования частоты и обменной мощности является метод раздельного регулирования, когда в объединенной энергосистеме выделяет станция, которая регулирует частоту А/ = 0. Все другие станции энергообъединения регулируют обменные мощности АРобм = 0. Динамика регулирования по этому способу получается хуже, чем при регулировании со статизмом по обменной мощности. Но в силу простоты метода он также рекомендован к использованию.

4. В расчетной практике недостаточное внимание уделяется проблеме динамики регулирования частоты и обменной мощности. В связи с этим на математической модели объединенной энергосистемы, состоящей из двух энергосистем, соединенных одной межсистемной ЛЭП, выполнены следующие эксперименты: а) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС без вторичного регулирования; б) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС при наличии вторичного регулирования; в) анализ влияния статизма первичного регулятора на характер и длительность переходного процесса f(t) и P06M(t); г) анализ влияния коэффициентов усиления вторичного регулятора на процессы f(t) и РобмОО; д) анализ влияния места приложения нагрузки (возмущения) в смешанных энергосистемах на характер переходного процесса f(t) и РОбм(0: рассматривается возмущение в энергосистеме, состоящей из ТЭС и ГЭС.

При этом исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. По результатам перечисленных экспериментов сделаны следующие выводы.

5. Переходный процесс f(t) и РОбм(0 носит колебательный характер. За счет этого возможны значительные броски обменной мощности относительно ее установившегося значения. Эти броски могут составлять почти двойное значение. Доказано, что ни первичный регулятор, ни тем более вторичный, не успевают сколько-нибудь заметно повлиять на начальный характер переходного процесса РобмС).

Отсюда следует, что для ограничения бросков обменной мощности в начальной стадии переходного процесса необходимо применять нестандартные способы воздействия на энергосистему: а) воздействие на первичный регулятор частоты вращения через электрогидравлическую приставку (ЭГП); б) импульсное отключение нагрузки (ИОН).

6. Проведены исследования переходного процесса при воздействии противоаварийной автоматики на турбину через ЭГП или отключение нагрузки. Показана эффективность подобной автоматики, что позволяет рекомендовать ЭГП и ИОН к практическому применению.

Как показал анализ переходных процессов, первостепенное значение имеет быстродействие автоматики через ЭГП и ИОН.

7. Повторное включение нагрузки после ИОН должно носить постепенный характер. В последнем случае колебания обменной мощности получаются ниже, а сам переходный процесс заканчивается быстрее, чем при мгновенном включении.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ришаг Хуссейн Тани, 2005 год

1. Якимец И.В. Сверхпроводниковые индуктивные накопители как средство управления перетоками активной мощности по межсистемным связям ЭЭС./ Г.А Дмитриева.// Электричество: М. - 2003. - № 2. - С. 8-16.

2. Проблемы совершенствования регулирования частоты в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка и программные задачи по подготовке к синхронного работе энергообъединений Востока и Запада / РАО "ЕЭС России". М.: ОРГРЭС. 2002.

3. Комаров А.Н. Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях./ А.Ф. Бондаренко. // Электрические станции: Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР. М. - 2002. - № 4. - С. 36-43. - ISSN 0201-4564.

4. Толасов А.Г. Оценка включенного резерва мощности, необходимого для автоматического регулирования частоты Евро-Азиатского объединения энергосистем. // Электричество : М. - 2002. - № 10. - С. 10-17.

5. Коган Ф.Л. Проблемы активизации участия тепловых электростанций России в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС./ Л.Н. Касьянов и др.// Теплоэнергетика: М. - 2002. -№ 10. - С. 9-16.

6. Бондаренко А.Ф. Живучесть и надежность единой энергосистемы России определяется её электростанциями./ А.Н. Комаров.// Теплоэнергетика: М. — 2002. — № 10.-С. 2-8.

7. Марченко Е.А. Качество частоты в ЕЭС России в свете западноевропейских требований.// Электрические станции: Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР. -М. -2001. -№ 2. С.47-51. - ISSN 0201-4564.

8. Павлов Г.М. Автоматизация энергетических систем. Учебное пособие. Л., Изд-во Ленингр. Ун-та, 1976, С. 1-240.

9. Павлов Г.М, Меркурьев Г.В. Автоматика энергосистем. РАО " ЕЭС России", ЦПК (СЗФ АО- ГВЦ Энергетики-), 2001, 387 с.

10. Павлов Г.М. Автоматическая частотная разгрузка в энергетических системах./ А.Г. Меркурьев., Ю.М. Шаргин.// Электричество: М. - 1999. - № 1. - С. 23-27.

11. Павлов Г.М. Регулирование частоты и активной мощности. Конспект лекции, СПбГТУ. 2000 г.

12. Павлов Г.М. Автоматизация энергетических систем. Учебное пособие. Л.: Изд-во Ленинградского ун-та, 1976, 240 с.

13. Павлов Г.М., Меркурьев А.Г. Аварийная частотная разгрузка энергосистем. Учебное пособие. СПб.:, Изд-во Северо-Западный филиал АО "ГВЦ Энергетики", 1998, 56 с.

14. Ванин В.К., Павлов Г.М. Релейная защита на элементах вычислительной техники.-2-е изд., перераб. и доп.-Л.: Энергоатомиздат.Ленингр.отд-ние,1991.336 с.

15. Руководящие указания по регулированию режима работы ЕЭС России по частоты и перетокам мощности. ЦДУ ЕЭС России. 1997.

16. Машанский А. М. Регулирование активной мощности в энергообъединении Западной Европы. По материалам UCPTE 1990.// Энергохозяйство за рубежом.-М "Энергоатомиздат", 1992, № 4., С.24-30. ISSN 0421-188 X.

17. Kapolyi L., Kucherov Yu., Rudenko Yu. Development of Europe Energy Space in Changing World/ The Third International Symposium on the World Energy System. Uzhgorod, Ukraine, 1993, November, 4-7.

18. Кучеров Ю.Н. Развитие внешних электрических связей ЕЭС России.// Электрические станции: Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР. -М. 1999. 9. - С.68-76. - ISSN 0201-4564.

19. О подготовке электрических станций к синхронной работе ЕЭС России с энергообъединениями Европы / Кучеров Ю.Н., Коган Ф.Л., Ительман Ю. Р.,

20. Касьянов JI.H. // Электрические станции: Ежемес. производ.-техн. журн.: Орган М-ва электростанций СССР. М. - 2000. - № 4. - С. 3-9. - ISSN 0201-4564.

21. Schwarz J. Recent developments in the European interconnected power system.-Electra, 2001, № 197, August.

22. Sukhbir Singh. Frequency-Bias Tie-Line Control of Hydroelectric Generating Stations for Long Distances. ICECE, October 29th to November 1th 2003. C. 1-5.

23. Ground Rules concerning primary and secondary control of frequency and active power within the UCPTE. UCPTE, 1998.

24. Бондаренко А. Ф., Комаров A. H. Регулирование режимов работы энергетического объединения по перетокам мощности и поддержание нормального уровня частоты. // Электричество, 1994, № 5. С.1-11. - ISSN 0013-5380.

25. Сидоров А.Ф. Исследование предельных по частоте дефицитных режимов энергосистемы.// Электричество: М. - 2002. - № 1. - С. 20-24.

26. Налевин А.А. Выявление момента нарушения устойчивости параллельной работы двух энергосистем. // Электро: М. — 2002. - № 5. - С. 19-21.

27. Соломенцева Ю.М., Брюханов В.Н., Косов М.Г., Схиртладзе А.Г. Теория автоматического управления.-М.: Машиностроение. 1992.- 272 с.

28. Юревич Е.И. Теория автоматического управления. «Энергия». Ленинградское отделение, 1975,416 с.

29. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов.-4-е изд., перераб. и доп.-М.: Высш. шк., 1985.-536 с.

30. Испытания автономной и параллельной работы энергосистем стран Восточной Европы / Блеха К., Вотлучка И., Шварц Л. И др.// Электричество,1994, № 10.-С.1-8.

31. Кучеров Ю.Н., Бондаренко А.Ф., Коган Ф.Л., Касьянов Л.Н., Ительман Ю.Р., Комаров А.Н., Киселев Г.С. О технических аспектах подготовки к параллельной работе ЕЭС России с энергообъединиями Европы.// "Элктричество" № 1/ 2000 — С. 19-29. ISSN 0013-5380.

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

33. Потемкин В.Г. Система Matlab. Справочное пособие.- М: Диалог- МИФИ, 1997,-350 с.

34. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. — М: Энергоатомиздат, 1988,-416 с.

35. Барзам А.Б. Системная автоматика.- Энергоатомиздат, М.1989,- 445 с.

36. Павлов Г.М., Чуприн К.Е. Диагностика релейной защиты.- труды J11 lid, 1981, 380 с.

37. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления- М.: Энергоатомиздат, 1990, 439 с.

38. Семенов В.А. Крупные системные аварии в зарубежных энергообъединениях. // Энергохозяйство за рубежом, 1984, №> 6.- С. 23-25. ISSN 0421-188 X.

39. Бесекерский В.А., Попов Е.П. Теория систем автоматического регулирования,-М.: наука, 1972 г, 767 с. с гер.

40. Бесекерский В.А., Изранцев В.В. Системы автоматического управления с микро ЭВМ.- М.: Наука. Гл.ред.Физ.-мат.лит.,1987, 320 с.

41. В. А. Бесекерский., Н. Б. Ефимов., С. И. Зиатдинов и др. Микропроцессорные системы автоматического управления. Ленингр, 1988, 365 с.

42. Москалев А.Г. Автоматическое регулирование частоты в энергосистемах. Государственное энергетическое издательство. М.Л., 1952,175 с.

43. Москалев А.Г. Автоматическое регулирование режима работы энергетической системы по частоты и активной мощности. М.-Л., Госэнергоиздат,1961,240 с.

44. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах. Л. П. Составитель. Фотин. М., БТИ ОРГРЭС, 1967, 72 с.

45. Стернинсон Л.Д. Автоматическое регулирование частоты и мощности по методу ОРГРЭС, 1959, 118 с.

46. Стернинсон Л.Д. Автоматическое регулирование перетоков мощности по межсистемным связям,1965, 200с.

47. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности в энергосистемах. Под ред. Л. Д. Стернинсона. М.-Л., Госэнергоиздат, 1960, 232 с.

48. Режимы объединенных энергетических систем. Под ред. В. А. Веникова. М.-Л., Госэнергоиздат, 1960, 96 с.

49. Автоматизированная система оперативно- диспетчерского управления электроэнергетическими системами / О. Н. Войтов, В. Н. Воронин, А. 3. Гамии и др. Новосибирск: Наука, 1986, — 204 с.

50. Противоаварийное управление и регулирование энергосистем: Сб. научн.трудов / НИИГТТ. Л.: Энергоатомиздат, 1982, 87 с.

51. Способы повышения устойчивости и надежности объединенных энергосистем: Сб. научн.трудов / НИИПТ. Л.: Энергоатомиздат,1983, 78 с.

52. Автоматическая дополнительная разгрузка энергосистемы по скорости снижения частоты. А. С. Малый. // Электрические станции, 1975, № 10 С. 36-38.

53. Кучеров Ю. Н. О концепции совместной работы энергообъединений Востока и Запада. //Электричество,2000, № 6 С. 4-13. - ISSN 0013-5380.

54. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 15-е изд. М.: СПО ОРГРЭС, 1996,-288 с.

55. АП-63-04. Правила устройства электроустановок.- СПб.: Из- дательство ДЕАН, 2004,- 464 с. С 245- 246.

56. АП-63-2000. Правила устройства электроустановок. Шестое издание. Дополненное с исправлениями. -М.: ЗАО «Энергосервис», 2000.-608 с. С 55-56.

57. A stabilization of Frequency Oscillations in a Parallel AC-DC Interconnected Power System via an HVDC Link. Research article, ScienceAsia 28 (2002). C. 173-180.

58. UCPTE. Survey of essential Recommendations, 1991. Rules of the Game for interconnected operation, 1997.67. "Impacts of Governor Response Changes on the Security of North American Interconnections," EPRI Final Report, Oct. 1992.

59. Окин А. А., Тимченико В. Ф., Цветков В. А. и др. Оперативное резервирование мощности на основе вероятностного анализа и статистического оценивания эксплуатационных возмущений в энергосистемах.// Электричество, 1997, № 10. — С. 2-17.- ISSN 0013-5380.

60. Н.И.Соколов. Синтез линейных систем автоматического регулирования при случайных воздействиях, 1964, 128 с, с гр.

61. В.А.Иванов, Н.С.Мышкин, В.А.Фомин. Регулирование энергетических установок, 1988, 88 с.

62. Сидоров А.Ф. О лавине частоты в энергосистеме. Новини энергетики, 1999, № 12.

63. Сидоров А. Ф., Воедвода А. И. Влияние величины вращающегося резерва мощности на запас устойчивости энергосистемы. — Энергетика и электрификация, 2000, № 2.

64. Сидоров А. Ф., Воедвода А. И., Редин В. И. Первичное регулирование частоты и мощности в энергетической системе Украины и требования к нему в объединенной энергосистеме UCPTE. -Новини энергетики, 1999, № 5.

65. Лоханин Е.К. Методика расчета длительных переходных режимов энергосистем с учетом электромеханических переходных процессов./ А.И Скрыпник.// Электричество: М. - 2002. - № 7. - С. 9-14.

66. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / Под общ. Ред. Ю. Н. Руденко и В. А. Семенова. -М.: Изд.-во МЭИ, 2000. 647 с.

67. Применение аналоговых вычислительных машин в энергетических системах. Н.И.Соколова. 1970, 400 с.

68. Груздев И. А., Масленников В. А., Устинов С. М. Исследование собственных динамических свойств протяженных электроэнергетических объединений.- Изв. РАН. // Энергетика, 1993, № 1. с. 102-114. ISSN 0002-3310.

69. Анализ статической устойчивости и демпфирования низкочастотных колебаний в объединененных энергосистемах / Груздев И. А., Стародубцев А. А., Устинов С. М., Шевяков В. В. // Электричество, 1991, № 3. С. 1-5. - ISSN 0013-5380.

70. Лукашов Э.С., Калюжный А.Х., Лизалек Н.Н. Длительные переходные процессы в энергетических системах.- Новосибирск: Наука, 1985, 197 с.

71. Тимченко В. Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем. М.: Энергия, 1975,-209 с.

72. Лоханин Е.К. Методика расчета и анализа длительных переходных режимов. // Электричество, 1995, № 12. С. 2-10. - ISSN 0013-5380.

73. Лоханин Е.К. Упрощение уравнений синхронной машины для расчета и анализа электромеханических переходных процессов и устойчивости сложной энергосистемы.// Электричество, 2000, № 4. С. 18-29. - ISSN 0013-5380.

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

75. Совалов С. А. Экспериментальные исследования режимов энергосистем, 1985, — 447 с.

76. Совалов С. А. Управление мощными энергообъединениями.-М.: "Энергоатомщцат" 1984,-255 с.

77. Совалов С. А. Автоматизация управления энергооъединениями.-М.: "Энергия",1979.-432 с.

78. М.Г.Портной, Р.С.Рабинович. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. М.: "Энергия",1978, 352 с.

79. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. М., "Энергия", 1975, 216 с.

80. Портной М. Г., Рабинович Р. С. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости.- М.: "Энергия", 1978, 352 с.

81. Алексеев С.В., Копылов И. Б., Мащанский А. М. Описание энергообъединения как объекта управления режимом по частоты и активной мощности.// Электричество, 1980, № 12.-С. 23-30.- ISSN0013-5380.

82. Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. -2-е изд., перераб. и доп.- М.: "Энергоатомиздат", 1989.- 352 с.

83. Ительман Ю. Р., Михайлова И. П. Динамика автоматических регуляторов мощности и регулирование перетоков. // Электрические станции, 1978, № 6. — С. 50-55.

84. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. М., "Энергия", 1974,416 с.