Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Разработка методов моделирования режимов распределительных электрических сетей на базе современных информационных технологий

Диссертация: Разработка методов моделирования режимов распределительных электрических сетей на базе современных информационных технологий
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Выполненные исследования и разработанный комплекс программ могут использоваться в ПЭС и РЭС энергосистем, городских электрических сетях, а также в проектных и исследовательских организациях для решения задач анализа режимов PC, планирования нормальных и послеаварийных режимов, структурного анализа потерь электроэнергии и разработки мероприятий… Читать ещё >

Содержание

  • 1. Обзор современного состояния проблемы моделирования режимов PC в России и за рубежом
  • 1. Л. Классификация задач и обзор методов расчета установившихся режимов разомкнутых PC
    • 1. 2. Обзор методов расчета потерь электроэнергии в сетях
    • 0. 38. кВ
    • 1. 3. Обзор методов оптимизации режимов PC
    • 1. 4. Обзор методов оптимизации схем PC
    • 1. 5. Сравнительная характеристика отечественных и зарубежных комплексов программ моделирования режимов PC. 53 1.6 Выводы по главе 1
  • 2. Моделирование нормальных установившихся режимов разомкнутых электрических сетей
    • 2. 1. Систематизация математических моделей установившихся режимов разомкнутых сетей и методов их решения
    • 2. 2. Теоретический анализ различных модификаций метода Ньютона, учитывающих топологические свойства разомкнутых сетей
    • 2. 3. Определение составляющих матрицы Якоби для различных модификаций метода Ньютона
    • 2. 4. Разработка алгоритма расчета режима PC методом
  • Ньютона с учетом топологических свойств разомкнутых сетей
    • 2. 5. Экспериментальное исследование методов расчета разомкнутых PC
    • 2. 6. Исследования влияния коэффициента загрузки сети на сходимость различных методов
    • 2. 7. Выводы по главе 2
  • 3. Расчет потерь электроэнергии и установившихся режимов в РС низкого напряжения
    • 3. 1. Анализ погрешностей метода км/и и регрессионных зависимостей при расчете потерь электроэнергии в сетях низкого напряжения
    • 3. 2. Постановка задачи расчета установившегося несимметричного режима 0,38 кВ учетом провода уличного освещения и повторных заземлении
    • 3. 3. Разработка методики и алгоритма расчета установившегося режима сети 0,38 кВ с учетом провода освещения и повторных заземлений. ^^
    • 3. 4. Разработка методики и алгоритма расчета потерь электроэнергии в низковольтных сетях. ^
    • 3. 5. Выводы по главе 3
  • 4. Оптимизация текущих режимов и схем РС. ^^
    • 4. 1. Оптимизации текущего режима РС на базе метода приведенного градиента
    • 4. 2. Моделирование трансформаторов при оптимизации режимов электрических сетей
    • 4. 3. Разработка методики совместной оптимизации текущих
  • 1. 7 А режимов питающих и РС
    • 4. 4. Моделирования текущих послеаварийных режимов РС
    • 4. 5. Выводы по главе 4. ^^
  • 5. Оптимизация краткосрочных и долгосрочных режимов и схем РС. ^
    • 5. 1. Постановка задачи оптимизации сезонных режимов и схем
    • 5. 2. Оптимизация сезонных режимов и схем РС на базе метода приведенного градиента
    • 5. 3. Разработка способа регулирования напряжения в центре питания РС на основе ЭВМ по критерию минимума потерь энергии
    • 5. 4. Учет питающих сетей при оптимизации режимов и схем
    • 5. 5. Выводы по главе
  • 6. Разработка промышленного комплекса программ для решения задач моделирования и оптимизации режимов и схем PC в И АСУ ПЭС
    • 6. 1. Основные концепции и назначение программ комплекса
    • 6. 2. Разработка общего взаимодействия программ комплекса и БД на основе объектно-ориентированного подхода и «клиент-серверной» технологии
    • 6. 3. Разработка специализированного редактора расчетных схем с использованием объектно-ориентированного программирования и технологии ActiveX
    • 6. 4. Разработка технологии интеграции комплекса с СИГ и
    • 6. 5. Интеграция комплекса RersPC с ОИУК, системами
  • АСКУЭ и
  • АСДУ АО-энерго
    • 6. 6. Опыт практического внедрения и использования комплекса в энергосистемах и ПЭС
    • 6. 7. Выводы по главе 6

Разработка методов моделирования режимов распределительных электрических сетей на базе современных информационных технологий (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Электрическая сеть представляет собой важную часть электроэнергетической системы, предназначенную для передачи и распределения электрической энергии от ее источников к потребителям. Основными элементами сетей являются соединенные между собой участки воздушных и кабельных линий, трансформаторы, коммутационные аппараты, шины, компенсирующие устройства и т. д. [1]. Большая часть электрических сетей нашей страны объединена в единую энергосистему, включающую сети напряжением от 0,38 кВ до 1150 кВ [2].

Каждый элемент сети в любой момент времени характеризуется исходными параметрами, определяемыми паспортными данными и текущим состоянием, и параметрами режима (токами, напряжением, потоками и потерями мощности и т. д.).

Под режимом сети в целом понимают совокупность параметров режима, как отдельных элементов сети, так и обобщенных параметров (суммарная мощность нагрузки сети, частота, суммарные потери активной и реактивной мощности).

Часть параметров режима электрической сети измеряют при помощи приборов (амперметров, вольтметров, ваттметров, варметров и т. д.) вручную с определенной периодичностью или эпизодически для определенных моментов времени. Другая часть параметров автоматически при помощи устройств телемеханики вводится и хранится в памяти ЭВМ автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК) и автоматизированных систем контроля и управления электропотреблением (АСКУЭ).

Кроме параметров режима для конкретного момента времени важное значение имеют интегральные режимные показатели: активная электроэнергия, получаемая интегрированием активной мощности за рассматриваемый промежуток времени, и реактивная электроэнергия — результат интегрирования реактивной мощности. Определение таких показателей осуществляется счетчиками соответственно активной и реактивной энергии, а также программным способом в АСУ ТП, ОИУК и АСКУЭ.

Для эффективного управления электрическими сетями необходимо знать параметры, как текущих режимов электрических сетей, так и уметь определять оптимальные режимы для текущего момента времени и на краткосрочную и долгосрочную перспективу [3, 4].

Параметры текущих режимов можно измерить приборами и сохранить на бумаге или в ЭВМ для последующего анализа. Из-за большого количества элементов сети оснастить каждый из них измерительными приборами и системой передачи информации технически сложно и экономически нецелесообразно. Поэтому необходимые для управления недостающие параметры режима можно смоделировать при помощи физических и математических моделей. Наибольшее распространение получило математическое моделирование режимов электрических сетей [5].

Основы общей теории моделирования режимов электрических сетей были заложены в 40−60-х годах в трудах Мельникова H.A., Глазунова A.A., Веникова В. А., Горнштейна В. М., Жукова Л. А. и развивались по мере совершенствования вычислительной техники в последующие годы отечественными и зарубежными учеными (Арзамасцев Д.А., Бартоломей П. И., Гамм А. З., Идельчик В. И., Крумм Л. А., Строев В. А., О. Alsac, В. Stott, W.F. Timiey и многие другие).

Вопросы моделирования режимов распределительных сетей (PC) при помощи ЭВМ получили значительное развитие за последние два десятилетия благодаря появлению микро-ЭВМ и широкому внедрению ПЭВМ типа IBM PC в нижние звенья управления электрическими сетями: предприятия электрических сетей (ПЭС) и районы электрических сетей (РЭС).

Особенностями PC являются их большая суммарная протяженность (несколько тысяч км для сетей 6−110 кВ ПЭС и еще большая для низковольтных сетей), значительное количество элементов сети (до 10 тысяч трансформаторных подстанций и нескольких десятков тысяч участков линий 0,4 -110 кВ), более низкие (по сравнению с питающими сетями) информационная обеспеченность и уровень эксплуатации сетей. На долю PC приходится до 60% от всех затрат на технологический транспорт электрической энергии через электрические сети [2]. Одной из важных особенностей PC является их близость к потребителям и, как следствие, влияние режимов этих сетей на показатели качества и надежности электроснабжения.

Исследованию и разработке методов, алгоритмов и программных комплексов моделирования и оптимизации режимов и схем PC посвящены работы многих организаций (АО ВНИИЭ, Латвглавэнерго, НПУУ (КПИ), МЭИ (ТУ), БГПА (БПИ), МГАУ (МИИСП), ЮРГТУ-НПИ, и др.) и известных авторов (Ариона В.Д., Воротницкого В. Э., Гремякова A.A., Железко Ю. С, Журавлева В. Г, Зорина В. В., Левина М. С., Лещинской Т. Б., Маркушевича Н. С., Пономаренко И. С., Фокина Ю. А., Экель П. Я. и др.).

Среди основных задач, решаемых в рамках автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) ПЭС и РЭС и требующих моделирования режимов PC, можно выделить следующие [6]:

— анализ допустимости режима по пропускной способности и качеству электроэнерги и;

— разработка нормальных и типовых ремонтных схем сетей;

— расчет, анализ, нормирование и прогноз потерь электроэнергии;

— оптимизация законов регулирования напряжений в центрах питания (ЦП), выбор ответвлений трансформаторов PC, оптимизация режимов работы конденсаторных батарей и других средств регулирования напряжения;

— расчет оптимальных точек размыкания электрических сетей;

— оценка режимных последствий ввода новых объектов и подключения их к электрическим сетям.

Классической постановкой задачи моделирования установившихся режимов PC, взятой из теории моделирования питающих сетей, является определение напряжений в узлах сети и токов (потоков мощности) в ветвях по заданным токам (мощностям) нагрузок узлов и напряжению базисного узла, представляющего шины ЦП. При общепринятых для РС допущениях (неучете потерь мощности при определении потоков мощности и задании нагрузок в виде неизменных токов) моделирование режимов разомкнутых сетей не вызывает затруднений. Однако при решении многих практических задач вышеуказанные допущения не являются приемлемыми и требуется учет нелинейности при моделировании режимов, что приводит к итерационным процессам расчета, которые могут осуществляться различными методами. Как показали выполненные автором в 1985 году исследования, наиболее эффективным (с точки зрения времени расчетов) из известных в то время методов для расчетов РС 6−35 кВ являлся расчет «в два этапа» [7]. За прошедший период западными специалистами были предложены новые модификации методов расчета [8, 9], эффективность и область применения которых к отечественным РС требуют дополнительного исследования.

К сожалению, классическая постановка задачи расчета установившегося режима малоприемлема для моделирования текущих и ретроспективных режимов РС из-за отсутствия точной информации о нагрузках узлов. Поэтому наиболее распространенной при расчетах текущих и ретроспективных режимов является постановка задачи, при которой известна мощность головного участка сети, а нагрузки узлов определяются в ходе расчета по мощности головного участка с учетом потерь в элементах сети и дополнительной информации о нагрузках (номинальной мощности трансформатора, от которого питается нагрузка, коэффициентах загрузки трансформаторов, отпусках электроэнергии через трансформаторы). Имеются различные подходы к решению задачи моделирования режима в такой постановке [10−12 и т. д.].

В связи с внедрением устройств телемеханики и ОИУК в РС при моделировании режимов, кроме потоков мощности на головном участке иногда известны измерения токов, напряжений, потоков мощности в промежуточных элементах РС. Однако говорить об избыточности телеизмерений и полной наблюдаемости сети даже в ближайшей перспективе не приходится. Поэтому для применения классических методов оценки состояния [13] необходимо использовать дополнительную информацию о нагрузках узлов [12]. Представляется перспективным использование данных об электропотреблении, имеющихся в подсистемах энергосбытовой деятельности, а также информации из подсистем АСКУЭ и современных переносных анализаторов качества напряжения.

Таким образом, внедрение современных информационных технологий позволяет получать дополнительную информацию о РС, использование которой при моделировании режимов РС требует дополнительных исследований с целью разработки эффективных методов расчета.

Одной из наиболее актуальных практических задач, базирующейся на моделировании ретроспективных режимов, является расчет потерь электроэнергии в РС. Актуальность решения этой задачи в настоящее время определяется не только возможностью анализировать технические потери электроэнергии и разрабатывать мероприятия по их уменьшению, но и возможностью определения и локализации «очагов» коммерческих потерь [14].

В связи с переходом предприятий страны (в том числе и электроснаб-жающих организаций) на рыночные отношения с одной стороны и государственным регулированием естественных монополий с другой стороны проблема достоверного определения технических потерь и их тщательного структурного анализа становится весьма актуальной по нескольким причинам:

— в условиях самоокупаемости энергоснабжающих организаций снижение технических потерь за счет организационных малозатратных мероприятий эквивалентно получению дополнительной прибыли, а оценить эффект от снижения потерь можно только на основе точных расчетов потерь;

— при формировании тарифов на электроэнергию региональными энергетическими комиссиями (РЭК) затраты на технологически необходимые потери электроэнергии играют существенную роль;

— наличие связанных между собой электрических сетей, принадлежащих разным организациям (РАО «ЕЭС России», самостоятельным АО-энерго, коммунальным, промышленным и сельскохозяйственным предприятиям), требует в договорных взаимоотношениях между ними правильного учета затрат на транспорт электрической энергии. Несмотря на снижение электропотребления в стране за последнее десятилетие на 21% потери электроэнергии в электрических сетях России вырос.

1 АГЛ 1 О П / 1 ГГЛ гг г-/ т-. Г < '—1 ли с 1ууи года па I о /о и достигли в Iууу году уа,/ млрд. КС5ТЧ [О].

Очевидно, наиболее точный результат дают методы расчета потерь, базирующиеся на полных схемах замещения этих сетей, что зафиксировано в отраслевой инструкции [16]. Опыт эксплуатации программ, осуществляющих расчеты потерь в сетях 6−35 кВ в соответствии с этой инструкцией, выявил следующие проблемы, требующие своего решения:

— необходимость учета изменения схемы сети в расчетном периоде;

— необходимость составления общей структурно-балансовой модели сетей всех напряжений.

Для расчетов потерь электроэнергии в сетях 0,38 кВ [16−18] рекомендуют метод Км/н. Этот метод впервые был предложен [19] и затем развит в работах [20−24 и др.]. Очевидными недостатками этого метода являются:

— субъективность получаемых результатов из-за необходимости одновременного проведения ручных замеров напряжений в начале и в конце сети в период максимальных нагрузок;

— низкая методическая точность из-за погрешностей определения коэффициентов перехода от потерь напряжения к потерям мощности, и от потерь мощности к потерям энергии.

Повысить точность расчета потерь можно используя полные схемы замещения фидеров 0,38 кВ и информацию об электропотреблении и характере потребителей из базы данных (БД) подсистем энергосбытовой деятельности ПЭС. Получение схем замещения фидеров может быть автоматизировано путем формирования их из поопорных схем, предварительно подготовленных в геоинформационной системе (ГИС) или системе инженерной графики (СИГ) по специальным правилам [25−28].

Отдельные аспекты моделирования режимов сетей 0,38 кВ рассматривались в отечественных работах [29−34] и большом количестве западных публикаций [9, 35−40]. Следует отметить, что в отечественных разработках учет поперечной несимметрии производится приближенно, а в западных разработках несмотря на точный учет продольной и поперечной несимметрии не проработаны вопросы учета влияния провода освещения и повторных зазем-лителей в сети.

Одной из актуальных задач, направленных на повышение эффективности управления режимам РС, является моделирование оптимальных режимов и схем этих сетей.

В качестве целевой функции при оптимизации режимов и схем РС используются показатели качества электроэнергии [10, 12] или потери мощности [7]. Теоретические основы оптимизации схем заложены в трудах Холм-ского Д.А., показавшего, что оптимальное потокораспределение соответствует 11-схеме сети.

Основными недостатками оптимизационных методов, используемых в существующих комплексах программ, являются:

— раздельная оптимизация питающих и РС, сезонных и текущих режимов;

— независимая оптимизация режимов и схем сетей, управления потоками реактивной мощности и коэффициентами трансформаций трансформаторов;

— некорректный учет влияния на целевую функцию изменения параметров трансформаторов (активного и индуктивного сопротивлений обмоток, потерь холостого хода) из-за переключения регулировочных ответвлений РГТН и ПБВ.

Интенсивное развитие современных информационных технологий требует пересмотра существующих подходов к моделированию режимов РС по следующим причинам:

— возможность использования дополнительной информации о параметрах режимов из ОИУК, АСКУЭ, подсистем энергосбытовой деятельности;

— более высокая производительность ЭВМ и возможность их внедрения в РЭС;

— создание локальных и глобальных сетей ЭВМ позволяет организовать оперативный обмен информацией между различными иерархическими уровнями управления (РЭС-ПЭС-АОэнерго);

— возможность автоматизированного формирования расчетных схем из электронного представления эксплуатационных схем сетей, БД об оборудовании и элементах сетей.

В связи с вышеуказанным основными задачами настоящей работы являются:

— систематизация и исследование методов и алгоритмов моделирования установившихся режимов РС;

— разработка методов и алгоритмов моделирования режимов и расчета потерь электроэнергии в низковольтных сетях с учетом продольной и поперечной несимметрии, сопротивлений основного и повторных заземлений, реальной взаимоиндукции между проводами, влияния провода уличного освещения;

— разработка методов и алгоритмов оптимизации текущих, краткосрочных и долгосрочных режимов и схем РС,. учитывающих особенности этих сетей;

— исследование целесообразности учета изменения сопротивлений обмоток и потерь холостого хода трансформатора из-за изменения положения регулировочного ответвления РПН или ПБВ при решении задач оптимизации режимов;

— разработка методики и алгоритма совместной оптимизации текущих режимов питающих и РС на базе мелемашинного обмена информацией через глобальную сеть;

— разработка способа регулирования напряжения в ЦП РС при помощи ЭВМ по критерию минимума потерь энергии;

— разработка инженерных рекомендаций по сезонному регулированию напряжения в разомкнутых РС на основе информации о значениях составляющих потерь электроэнергии в этих сетях;

— разработка технологии формирования расчетных схем РС из поопор-ных за счет интеграции с СИГ и ГИС;

— создание БД расчетных схем РС, основанной на привычных для персонала эксплуатационных схемах и паспортных данных линий и оборудования.

Цель работы и научная новизна. В результате выполнения комплекса исследований разработаны основные положения прикладной теории моделирования режимов РС на базе применения современных информационных технологий, а именно:

1. Систематизированы и теоретически проанализированы методы и алгоритмы моделирования установившихся режимов РС. Показана взаимосвязь различных методов расчета разомкнутых сетей.

2. Разработаны различные модификации расчета установившихся режимов методом Ньютона, учитывающие топологические свойства разомкнутой сети. На основе экспериментальных исследований обоснована целесообразность применения для решения нелинейных уравнений установившегося режима (УУР) расчета в два этапа «в мощностях».

3. Разработаны методика и алгоритм моделирования режимов и расчета потерь электроэнергии в низковольтной сети, учитывающие продольную и поперечную несимметрию, сопротивления основного и повторных заземлителей, реальную взаимоиндукцию между проводами, влияние провода уличного освещения.

4. На базе метода приведенного градиента разработаны методики и алгоритмы оптимизации текущих, краткосрочных и долгосрочных режимов и схем РС, учитывающие особенности этих сетей. Разработана методика совместной оптимизации текущих режимов питающих и РС на базе межмашинного обмена информацией через глобальную сеть, позволяющая получить дополнительное снижение потерь электроэнергии и улучшение качества напряжения по сравнению с раздельной оптимизацией.

5. Обоснована необходимость учета изменения сопротивлений обмоток и потерь холостого хода трансформаторов из-за переключений регулировочных ответвлений РПН или ПБВ при решении задач оптимизации режимов. Предложены различные способы такого учета при помощи Ги Т-образных схем замещения трансформаторов, параметры которых определяются с учетом конструктивного выполнения регулировочной обмотки.

6. Теоретически выведены простые инженерные рекомендации по сезонному регулированию напряжений в РС в зависимости от соотношения различных составляющих потерь электроэнергии. Доказана возможность получения гарантированного снижения потерь электроэнергии в сетях 35 кВ при повышении уровней напряжений в них до максимально допустимого значения за счет синхронного изменения положений ПБВ в обмотке среднего напряжения (СН) трехобмоточного трансформатора ЦП и регулировочных ответвлений ПБВ и РПН понижающих трансформаторов.

7. Предложенные методы моделирования режимов РС реализованы на базе современных информационных технологий в промышленном комплексе программ ЯегзРС. Разработанная технология формирования расчетных схем РС из поопорных за счет интеграции с СИГ и ГИС позволила использовать в комплексе БД расчетных схем РС, основанную на привычных для персонала эксплуатационных схемах и паспортных данных линий и оборудования.

Для решения поставленных задач использованы методы теоретической электротехники, математического моделирования, матричной алгебры, нелинейного программирования, математической статистики и теории погрешностей.

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Выполненные исследования и разработанный комплекс программ могут использоваться в ПЭС и РЭС энергосистем, городских электрических сетях, а также в проектных и исследовательских организациях для решения задач анализа режимов PC, планирования нормальных и послеаварийных режимов, структурного анализа потерь электроэнергии и разработки мероприятий по их снижению, определения оптимальных законов регулирования напряжений в ЦП и сезонного изменения регулировочных ответвлений ПБВ трансформаторов, принятия решений по восстановлению питания потребителей при выходе из строя элементов сети и плановых их ремонтах, выдачи технических условий на присоединение новых потребителей.

Основное практическое значение работы заключается в повышении эффективности управления PC в рамках АСДУ за счет уменьшения потерь электроэнергии, улучшения качества электроэнергии у потребителей и повышения оперативности и обоснованности принятия решений персоналом.

В результате выполненных исследований были разработаны несколько версий промышленного комплекса программ для электротехнических расчетов PC (РЭРС-1 и РЭРС-ОС в 80-х годах для ЕС ЭВМ, RERSPC-DOS в 90-х годах для IBM совместимых ПЭВМ, работающих в операционной системе MS DOS, и RersPC-Windows в конце 90-х годов для операционных систем WINDOWS 9X/NT/2000). Все версии комплекса промышленно эксплуатировались в АО Ставропольэнерго. Версия RERS-DOS, кроме того, находилась в эксплуатации более чем в 10 энергосистемах страны (Мосэнерго, Карачаево-Черкесскэнерго, Бурятэнерго, Липецкэнерго. Грозэнерго и т. д.). Последняя версия комплекса RersPC-Windows с начала 2000 года находится в промышленной эксплуатации во всех 6 ПЭС АО-Ставропольэнерго и передана для внедрения в ЦЭС Амурэнерго. Кроме того, эта версия находится в опытной эксплуатации в Елецких электрических сетях АО Липецкэнерго и в Калининградских городских электрических сетях (г. Королев), а также передана для апробации во многие энергосистемы России и СНГ.

Новые достижения в области моделирования и оптимизации режимов PC нашли свое отражение в учебных дисциплинах «Электрические системы и сети», «Алгоритмы задач электроэнергетики», «АСУ и оптимизация режимов», читаемых на кафедре АЭС СевКавГТУ, а также при подготовке учебника (Идельчик В. И. Электрические системы и сети. — М.: Энергоатомиздат, 1989. -506 с. (§ 5.6 и примеры гл. 12)) и монографии (Веников В.А., Идельчик В. И., Лисеев М. С. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах. -М.: Энергоатомиздат, 1985. -216 с. (§ 5.5 и 6.4)).

Апробация работы. Основные положения и научные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на ежегодных научных конференциях Северо-Кавказского государственного технического университета (г. Ставрополь, 1979;2001), а также на международных, всесоюзных, всероссийских и региональных научно-технических конференциях, семинарах, совещаниях: на международных конференциях «Технологии энергетических систем» (Китай, г. Пекин, 1991 и 1994 гг.), на Всесоюзной научной конференции «Снижение потерь в электроэнергетических системах» (г. Баку,.

1981 г.), на Всесоюзном совещании «Расчет, учет и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях и мероприятия по их снижению» (г. Москва,.

1982 г.), на Всесоюзном научном семинаре «Кибернетика электрических систем» (г. Киев, 1982 г.), на VII Всесоюзной конференции «Планирование и оптимизация экспериментов в научных исследованиях» (г. Москва, 1983 г.), на Всесоюзном научно-техническом совещании «Снижение потерь и повышение качества электрической энергии в электрических сетях энергосистем» (г. Алма-Ата, 1984 г.), на Всесоюзной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (г. Иваново, 1987 г.), на Всесоюзном научно-техническом совещании «Оперативное планирование и управление электрическими режимами ОЭС и ЕЭС СССР в новых условиях хозяйствования» (г. Кишинев, 1989 г.), на Всесоюзной научно-технической конференции «Повышение эффективности и качества электроснабжения» (г. Киев, 1990), на X научной конференции «Моделирование электроэнергетических систем» (г. Каунас, 1991 г.), на Всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (г.Екатеринбург, 2001 г.), на V научно-техническом семинаре «Автоматизация проектирования в электротехнике и энергетике» (г. Иваново, 1982 г.), на семинаре «Повышение эффективности работы распределительных электрических сетей» (г. Киев, 1984 г.), на научно-технической конференции «Проблемы безопасного и надежного электроснабжения сельхози промпредприятий. Экономия электроэнергии» (г. Севастополь, 1988 г.), на научно-практической конференции «Региональные проблемы повышения качества и экономии электроэнергии» (г. Астрахань, 1991 г.), на семинаре «Информационные технологии в энергетике Северного Кавказа» (г. Пятигорск, 2001 г.), на 5 региональных научно-технических конференциях «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону (Ставрополь, 1997;2001 гг.).

Программы, разработанные под руководством и при непосредственном участии автора, демонстрировались на ВДНХ СССР (ВВЦ РФ, г. Москва) и отмечены 2 медалями. Программа расчета потерь электроэнергии в сетях 635 кВ ИДК-3, входящая в состав комплекса ЯегзРС, включена в отраслевую инструкцию как рекомендуемая для выполнения расчетов потерь в РС АО-энерго.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 60 печатных работ, в том числе 2 публикации за рубежом и одно авторское свидетельство. Кроме того, выпущено и зарегистрировано во ВНТИЦ 20 отчетов о научно-исследовательских работах, в которых автор являлся ответственным исполнителем работ.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем 390 стра.

6.7 Выводы по главе 6.

1. Интенсивное развитие информационных технологий в последние годы и реализация на их основе разработанных методов моделирования режимов PC позволили создать программный комплекс, ориентированный на использование развитых возможностей современных графических операционных систем, СИГ и ГИС, СУБД, ОИУК.

2. Реализованная в комплексе на базе объектно-ориентированного подхода концепция «один физический объект — множество графических объектов» дает возможность доступа к информации о паспортных данных электротехнического оборудования, данным ТИ и ТС, результатам расчетов по технологическим программам из различных схем.

3. Предложенная многоуровневая концепция представления данных и «клиент-серверная» технология позволяют с минимальными затратами осуществлять интеграцию комплекса с ГИС, ОИУК, базами расчетных схем и режимов программ моделирования и оптимизации режимов питающих сетей (КУРС, RASTR, Б-2) и другими подсистемами.

4. Разработанный специализированный векторный графический редактор схем электрических сетей позволяет использовать в качестве расчетных любые эксплуатационные схемы электрических сетей в привычном для персонала виде, имеет общепринятые для ГИС средства навигации, возможность управления КА и автоматизированного нанесения на схемы паспортных данных элементов сети и результатов расчетов.

5. Реализация функций отображения схем на базе ActiveX модуля дает возможность применять разработчиками (в том числе и сторонними) Internet/Intranet технологии в подсистемах, требующих отображения схем электрических сетей.

6. Предложенный подход к интеграции с ГИС и разработанный модуль автоматизированного формирования расчетных схем фидеров из поопорных позволяют исключить дублирование информации и использовать в комплексе БД расчетных схем PC, основанную на привычных для персонала эксплуатационных схемах.

7. Предложенная концепция интеграции с ОИУК, АСКУЭ, АСДУ АО-энерго на базе межуровневого обмена информацией для решения задач совместного моделирования текущих и оптимальных режимов сети, выдачи рекомендаций диспетчеру по восстановлению питания, оценки допустимости режимов при переключениях в сети позволяет повысить качество и надежность энергоснабжения потребителей, обеспечить экономию электроэнергии и получение максимальной прибыли в условиях ФОРЭМ.

8. Практический опыт эксплуатации комплекса в ПЭС АО-энерго, городских электрических сетях показал его эффективность и соответствие требованиям практики при решении задач управления режимами PC.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Основная направленность диссертационного исследования связана с теоретическим обоснованием, разработкой и исследованиями методов расчета и оптимизации режимов РС на базе возможностей, предоставляемых современными информационными технологиями, что имеет важное значение для повышения эффективности АСДУ нижних иерархических уровней управления электрическими сетями. Для достижения главной цели потребовалось решение комплекса методологических и алгоритмических проблем, связанных с большой размерностью сетей, топологическими и другими особенностями РС. Основные итоги работы включают следующие наиболее важные теоретические и практические результаты.

1. Получило развитие новое научное направление, в котором показана возможность и обоснована перспективность разработки на базе современных информационных технологий математического обеспечения АСДУ ПЭС для решения задач моделирования установившихся и оптимальных режимов РС методами нелинейного программирования. Для решения задач расчета установившихся режимов получен набор методов и алгоритмов, эффективно учитывающих топологические и другие особенности РС. В задачах оптимизации текущих, краткосрочных и долгосрочных режимов и схем РС обоснована возможность и целесообразность применения градиентного метода для совместного выбора ответвлений ПБВ трансформаторов, законов регулирования напряжений, мощностей КУ и мест секционирования сети с целью минимизации потерь мощности и электроэнергии, ущербов у потребителей из-за отклонений напряжений с учетом имеющихся режимных и технических ограничений, влияния ПС. Показана необходимость и предложены способы корректного учета при решении оптимизационных задач в схемах замещения трансформаторов влияния конструкции регулировочной обмотки и положения отпайки ПБВ и РПН на активные и индуктивные сопротивления обмоток и потери в стали, что позволило получить важные практические выводы по сезонному регулированию напряжений в PC. Реализация разработанных методов и алгоритмов моделирования режимов PC на базе современных информационных технологий в промышленном комплексе программ RersPC открывает новые возможности АСДУ ПЭС.

2. Теоретический анализ различных модификаций метода Ньютона, учитывающих топологические свойства разомкнутых сетей, показал, что наиболее эффективными являются модификации метода Ньютона, использующие в качестве нелинейных УУР уравнения, применяемые в течете в лва этапа. Пои этом возможны несколько модификаций этих.

J. ' 1 X ' ^ -L методов, отличающихся используемыми уравнениями и переменными. Предложенные реализации модификаций метода Ньютона для разомкнутых PC эффективно учитывают слабую заполненность матриц на основе топологических свойств сети. Полученные аналитические выражения для составляющих матрицы Якоби позволяют применять их не только при расчетах режимов методом Ньютона, но и для вычисления составляющих приведенного градиента в задачах оптимизации.

3. Выполненные экспериментальные исследования вычислительной эффективности двух модификаций расчета в два этапа и трех модификаций метода Ньютона показали, что несмотря на то, что модификации метода Ньютона, как правило, требуют меньшего количества итераций до достижения заданной точности, суммарное требуемое время расчетов в два этапа меньше. При этом расчет в два этапа «в мощностях» более эффективен при задании нагрузок постоянными мощностями, а расчет в два этапа «в токах» при учете типовых СХН.

4. Исследования зависимости количества требуемых итераций от коэффициента загрузки сети показали, что при низких коэффициентах загрузки количество требуемых итераций незначительно возрастает с увеличением загрузки сети. Однако по мере приближения режимов к предельным число требуемых итераций начинает стремительно возрастать.

Экспериментально показано, что наиболее эффективным для расчета предельных режимов является метод Ньютона, использующий уравнения, применяемые при расчете в два этапа «в токах».

5. Предложенный в работе метод расчета установившегося режима в разомкнутой НС с учетом продольной и поперечной несимметрии, провода уличного освещения, наличия повторных заземлений позволяет обеспечить высокую точность результатов и, кроме эталонной модели, может применяться на практике в будущем при интеграции АСДУ с ГИС и подсистемами энергосбытовой деятельности.

6. Разработанные методика и алгоритм оптимизации текущих режимов РС на базе метода приведенного градиента учитывают топологические и другие особенности этих сетей, что позволяет оптимизировать слабозагруженные сети с малыми и нулевыми сопротивления ветвей по критерию минимума суммарных потерь активной мощности с учетом ограничений по уровням напряжений и ущербов из-за отклонений напряжения.

7. Обоснована необходимость учета изменения сопротивлений обмоток и потерь холостого хода трансформатора из-за переключения регулировочного ответвления РПН или ПБВ при решении задач оптимизации режимов. Предложены различные способы такого учета при помощи Ги Т-образных схем замещения трансформаторов, параметры которых определяются с учетом конструктивного выполнения регулировочной обмотки.

8. Предложенный подход к совместной оптимизации текущих режимов ПС и РС на базе межмашинного обмена информацией через глобальную сеть позволяет получить дополнительное снижение потерь электроэнергии и улучшение качества напряжения по сравнению с раздельной оптимизацией. Эквиваленты разомкнутых участков РС на основе комбинаций сопротивлений и нагрузок в виде СХН дают возможность использовать в АО-энерго для оптимизации режимов ПС имеющиеся промышленные программы серий Б-2, СДО, RASTR.

9. Практическая реализация основанных на переборе вариантов методики и алгоритма восстановления электроснабжения потребителей после аварии в PC позволяет в режиме советчика помочь диспетчеру выбрать наиболее рациональный допустимый по уровням напряжений и пропускной способности послеаварийный режим.

10. Разработанная математическая модель оптимизации краткосрочных и долгосрочных режимов и схем PC по критерию минимума затрат на выработку электроэнергии и ущерба из-за отклонений напряжений у потребителей, сформулированная в виде задачи нелинейного программирования, достаточно точно учитывает УУР и позволяет производить совместный выбор регулировочных ответвлений ПБВ РТ, величин мощности нерегулируемых КУ, законов работы АРН трансформаторов и КУ, а также мест секционирования сети. Показана возможность и целесообразность использования для решения данной задачи методики оптимизации текущего режима сети.

11. Полученные инженерные рекомендации по сезонному регулированию напряжений в PC дают возможность практически решать задачи уменьшения потерь на основе расчета различных составляющих потерь электроэнергии по имеющимся в АО-энерго программам. Доказана возможность получения гарантированного снижения потерь электроэнергии в сетях 35 кВ при повышении уровней напряжений в них до максимально допустимого значения за счет синхронного изменения положений ПБВ в обмотке СН трехобмоточного трансформатора ЦП и ответвлений ПБВ и РПН понижающих трансформаторов.

12. Предложенные в работе методы моделирования режимов PC реализованы в нескольких версиях промышленного комплекса программ RersPC, внедренного во многих ПЭС страны. Основными преимуществами последней версии комплекса, предназначенного для работы в операционных.

285 системах WINDOWS 9X/NT/2000, являются простой и интуитивно понятный стандартный графический многооконный интерфейс, возможность неограниченного масштабирования схем благодаря векторной графике, автоматизация формирования расчетных схем фидеров за счет интеграции с ГИС и использование в качестве расчетных привычных для персонала эксплуатационных схем и паспортных данных линий и оборудования.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Электрические системы: Электрические сети / Под ред. В. А. Веникова и В. А. Строева — М.: Высшая школа, 1998. — 511 с.
  2. А.Ф. Электроэнергетика России на рубеже XXI века и перспективы ее развития // Известия РАН. Энергетика 2000. -№ 1. — С. 69−83.
  3. В.А. Теория подобия и моделирования (применительно к задачам электроэнергетики). М.: Высшая школа, 1976. — 479 с.
  4. Основные научно-технические требования к созданию и развитию автоматизированных систем управления районов электрических сетей (РЭС): Отраслевые методические материалы / В. Э. Воротницкий и др. М.: РАО «ЕЭС России», 1996. — 67 с.
  5. Ю.Г. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей 6110 кВ в АСДУ ПЭС: Автореф. дис.. канд. техн. наук. Баку, 1986. -22 с.
  6. М.Е. Baran and F.F. Wu Optimal Sizing of Capacitors Placed on a Radial Distribution system // IEEE Transaction on Power Delivery. 1989. — Vol. 4, № l.-P. 735−742.
  7. R. D. Zimmerman Comprehensive Distribution Power Flow: Modeling, Formulation, Solution Algorithms and Analysis: A Dissertation PhD. Cornell University, 1995.- 182 p.
  8. H.C. Автоматизированное управление режимами электросетей 6−20 кВ. М.: Энергия, 1980. — 208 с.
  9. В.И., Филиппов С. А., Кононов Ю. Г. Комплекс программ для расчета распределительных электрических сетей // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. — 1983. -№ 12. — С. 54−56.
  10. A.C. Местные электрические сети 6−10 кВ: методы и алгоритмы расчета, анализа и управления. — Благовещенск: Амурский гос. ун-т. — 2001, — 136 с.
  11. А.З. Статические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. М.: Наука, 1976. — 220 с.
  12. И.С., Воротницкий В. Э., Татаринов В. П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах // Электрические станции. — 1998.-№ 9.-с. 53−56.
  13. И. Важная задача энергосбережения снижение потерь электроэнергии в электрических сетях // Вестник электроэнергетики. — 2000. -№ 1.-С. 21−25.
  14. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений: И 34−70−030−87. М.: СПО «СОЮЗТЕХЭНЕРГО», 1987. -34 с.
  15. Руководящие указания по определению потерь энергии в городских электрических сетях. М.: АКХ РСФСР, 1981. — 26 с.
  16. Л.Д. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях. Л.: Ленинградский университет, 1973. — 72 с.
  17. Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: Энергоатомиздат, 1989. — 176 с.
  18. И.И. Методы определения потерь энергии в электрических сетях низкого и среднего напряжения (городов): Автореф. дис.. канд. техн. наук. Минск, 1972 — 27 с.
  19. Е.А., Петрова Е. Г. Определение потерь мощности по потерям напряжения в системах электроснабжения промышленных предприятий // Вестник МЭИ. 1997. — № 5. — С. 48−53.
  20. М.С., Лещинская Т. Б. Влияние разветвленное&trade- сети на соотношение потерь напряжения и потерь мощности в ней // Электрические станции. 1997. — № 4. — С. 44−46.
  21. ПА., Кравченко В.Ф, — Хлебников В. К. Программно-информационный комплекс «Сеть» // Сборник докладов семинара «Информационные технологии в энергетике Северного Кавказа». Пятигорск: РП «Южэнерготехнадзор», 2001. — 13 с.
  22. Применение системы инженерной графики в АО Ставропольэнерго / Идельчик В. И., Идельчик Б. В., Ярош В. А., Дьяков Ф. А., Захаров И. Ф. // Энергетика и энергосбережение. Ставрополь: СевКавГТУ, 2001. — С. 8792.
  23. В.Э. Основные научно-технические требования к применению ГИС-технологий в АСУ электрических сетей // Современные компьютерные технологии в эксплуатации РЭС. М.: ЭНАС, 2000. — 8 с.
  24. Г. Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях / Под ред. Г. Е. Поспелова. М.: Энергоиздат, 1981. — 216 с.
  25. Методика, алгоритм и программа расчета, прогнозирования и анализа потерь электроэнергии и режимов в распределительных электрических сетях до 1000 В: Отчет о НИР // Сыч Н. М., Фурсанов М. И. Инв. № Б900 021. -Минск: БПИ, 1980.-36 с.
  26. В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989. — 592 с,
  27. М.С., Лещинская Т. Б. Анализ несимметричных режимов сельских сетей 0,38 кВ // Электричество. 1999. -№ 5. — С. 18−22.
  28. Ю.Ф. Особенности расчета параметров установившегося несимметричного режима в кабельных сетях до 1 кВ с изолированной нейтралью // Электричество. 1993. — № 11. — С. 27−34.
  29. Ю.Ф. К расчету установившихся режимов при анализе элек-тропожаробезопасности электрических систем до 1 кВ с изолированной нейтралью // Электричество. 2001, № 4. — С. 19−26.
  30. Wang Y.J. Modelling of Random Variation of Three-Phase Voltage Unbalance in Electric Distribution Systems Using the Trivariate Gaussian Distribution // IEEE Transaction on Power Delivery. 2001. — Vol. 148, № 4. — P. 279−286.
  31. Luo G.X., Semlyen A. Efficient Load Flow for Large Weakly Meshed Networks // IEEE Transaction on Power Systems. 1990. — Vol. 5, № 4. — P. 1309−1316.
  32. Zimmerman R.D., Chiang H.D. Fast decoupled Power Flow for Unbalanced Radial Distribution Systems // IEEE/PES Winter Meeting. New York, 1995.
  33. Compensation-based Power Flow Method for Weakly Meshed Distribution and Transmition Networks / D. Shirmohammadi, H.W. Hong, A. Semlyen, G.X. Luo // IEEE Transactions on Power Systems. 1988. — Vol. 3, No. 2. — P. 753 762.
  34. Cheng C.S., Shirmohammadi D. A Three-Phase Power Flow Method for RealTime Distribution System Analysis // IEEE/PES 1994 Summer Meeting. San Francisco, 1994.
  35. Three-Phase Unbalanced Distribution Power Flow Solutions with Minimum Data Preparation / W.-M. Lin, Y.-S. Su, H.-C. Chin, J.-H. Teng // IEEE Transaction on Power Systems. 1999.-Vol. 14, № 3,-P. 1178−1184.
  36. В.И. Расчеты установившихся режимов М.: Энергоатомиздат, 1977. — 192 с.
  37. В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 288 с,
  38. Stott В. Review of Load-Flow Calculation Methods // Proceeding of the IEEE.- 1974. Vol. 62, No.7. — P. 916−929.
  39. JI.А., Стратан И. П. Установившиеся режимы сложных электрических сетей и систем: Методы расчетов. М.: Энергия, 1979. -416 с.
  40. Д.А., Бартоломей П. И., Скляров Ю. С. О методах решения систем уравнений узловых напряжений на ЦВМ // Известия вузов СССР. Энергетика, 1967.-№ 8. — С. 11−18.
  41. Х.Ф., Насыров Т. Х. Основы теории и расчета установившихся режимов электрических систем. Ташкент: Фан, 1985. — 74 с.
  42. В.И. Две модификации одного двухпараметрического минимиза-ционного метода расчета установившихся режимов электрических систем // Электричество. 1998. -№ 10. — С. 8−12.
  43. B.C., Этмекян Э. А. Развитие гибридного метода расчета установившегося режима электрической сети // Электричество. 1991. — № 1. -С. 6−11.
  44. О.Т. Методы диакоптики для расчетов установившихся режимов больших электроэнергетических систем // Известия РАН. Энергетика.- 1997.-№ 6.-С. И- 16.
  45. Н.А. Электрические сети и системы. Учебное пособие для вузов. М.: Энергия, 1975. — 464 с.
  46. Berg R. Jr., Hawkins E.S., Pleines W.W. Mechanized Calculation of Unbalanced Load Flow on Radial Distribution Circuits // IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems. 1967. — Vol. PAS-86, №. 4. — P. 415−421.
  47. Kersting W.H., Phillips W.H. A Radial Three-Phase Power Flow Program forthe PC // Conference paper, presented at 1987 Frontier Power Conference. — Stillwater, 1987.
  48. Kersting W.H., Mendive D.L. An Application of Ladder Network Theory to the Solution of Three-Phase Radial Load-Flow Problems // IEEE/PES 1976 Winter Meeting. New York, 1976.
  49. Chiang H. D. A Decoupled Load Flow Method for Distribution Power Networks: Algorithms, Analysis and Convergence Study // Electrical Power & Energy Systems. 1991. — Vol. 13, №. 3. — P. 13 0−13 8.
  50. H.A. Матричный метод анализа электрических цепей. М.: Энергия, 1972.
  51. Электрические системы. Математические задачи электроэнергетики: Учебник для студентов вузов / Под ред. В. А. Веникова. М.: Высшая школа, 1981.-288 с.
  52. Методы оптимизации режимов энергосистем / В. М. Горнштейн, Б. П. Мирошниченко, А. В. Пономарев и др.- Под ред. В. М. Горнштейна. М.: Энергия, 1981. — 336 с.
  53. Л.А. Методы приведенного градиента при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука, 1977. — 368с.
  54. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / В.Э. Ворот-ницкий, Ю. С. Железко, В. Н. Казанцев и др.- Под ред. В. Н. Казанцева. -М.: Энергоатомиздат, 1983. -368 с.
  55. С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. — М.: Энергия, 1970. 519 с.
  56. А.Б. Вычисление электрических величин и поведение релейной защиты при неполнофазных режимах в электрических системах. M.-JL: ГЭИ, 1963.-416 с.
  57. H.H. К теории сложных несимметричных режимов электрических систем // Электричество. 1946. — № 5. — С. 66−76.
  58. А.Б., Лосев С. Б. Основы вычисления электрических величин для релейной защиты при сложных повреждениях в электрических системах.- М.: Энергия, 1971. 440 с.
  59. H.H. Построение и применение комплексных схем замещения при сложных несимметричных цепях // Электричество. 1949. — № 8. — С. 21−28.
  60. В.А. Расчет короткого замыкания при продольной несимметрии // Электричество. 1956. -№ 3. — С. 54−58.
  61. Г. Г. Расчеты режимов сложных повреждений по результатам расчетов более простых режимов // Электричество. 1960. — № 11. — С. 20−28.
  62. Н. Н. Применение метода фазных координат для анализа несимметричных режимов электроэнергетических систем: Автореф. дис.. канд. техн. наук. М., 2000.
  63. О.Н., Мантров В. А., Семенова Л. В. Анализ несимметричных режимов электроэнергетических систем и управление ими // Электричество.- 1999. № 10.-С. 2−18.//Электричество, 1999, № 10. — С. 2−6.
  64. О.Н., Мантров В. А., Семенова Л. В. Повышение эффективности решения задач анализа и управления несимметричными режимами электроэнергетических систем с помощью эквивалентных преобразований // Известия РАН. Энергетика. 1998. — № 6. — С. 72−76.
  65. К., Эванс Р. Метод симметричных составляющих / Пер. с англ. -М.-Л.: 1936.-408 с.
  66. А.Н. Качество электрической энергии и электромагнитная совместимость в электроэнергетических системах: Учебное пособие. Иркутск: ИГТУ, 1997. — Ч. 1. — 187 с.
  67. В.А., Журавлев В. Г., Филиппова Т. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем.-М.: Энергоиздат, 1981.
  68. Д.А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем. -Свердловск: УПИ, 1984. 83 с.
  69. АрзамасцевД.А., Бартоломей П. И. Оптимизационные задачи АСДУ энергосистемами: Учебное пособие. Свердловск: УПИ, 1981. — 84 с.
  70. В.А., Идельчик В. И. Методы оптимизации управления планированием больших систем энергетики. М.: ВИНИТИ, 1974. — 208 с.
  71. Применение вычислительных методов в энергетике / Под ред. В.А. Вени-кова и Ю. Ф. Архипцева. М.: Энергоатомиздат, 1983. -136 с.
  72. Н. Н. Optimal Power Dispatch // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. 1974.-Vol. PAS-93,No. 3.-P. 841−854.
  73. Momoh J. A., EI-Hawary M. E., Adapa R. A Review of Selected Optimal Power Flow Literature to 1993. Part 1: NonLinear and Quadratic Programming Approaches // IEEE Transactions on Power Systems. 1999. — Vol. 14, No. 1. -P. 96−104.
  74. Momoh J. A., EI-Hawary M. E., Adapa R. A Review of Selected Optimal Power Flow Literature to 1993. Part 2 Newton, Linear Programming and Interior Point Methods // IEEE Transactions on Power Systems. 1999. — Vol. 14, No. 1. -P. 105−110.
  75. Edelmann H., Theilsiefje K. Optimaler Verbundbetrieb in der elektrischen energieversorgung. — Berlin: Springer-Verlag, 1974. 164 s.
  76. Rashed A.M.H., Kelly D. H. Optimal Load Flow Solution Using Lagrangian Multipliers and the Hessian Matrix // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. 1974. — Vol. PAS-93, № 4. — P. 1292−1297.
  77. Optimal Power Flow by Newton Approach / D.I. Sun, В. Ashley, В. Brewer, A. Hughes and W.F. Tinney // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. 1984.-Vol. PAS-103, № 10.-P. 2864−2880.
  78. П.И. Разработка и применение эффективных методов расчета и коррекции установившихся режимов больших электрических систем: Автореф. дис.. док. техн. наук. Новосибирск, 1985. -47 с.
  79. K.M. Регулирование напряжения в электрических сетях сельских районов / Под ред. H.A. Мельникова. М.: Энергия, 1965. — 256 с.
  80. Я.Д. Регулирование напряжения в распределительных сетях. М.: Энергия, 1966.-200 с.
  81. Л.А. Регулирование напряжения в городских электрических сетях. М.: Энергия, 1967. — 263 с.
  82. Н. С., Солдаткина JI.A. Качество напряжения в городских электрических сетях. / Под. Ред. H.A. Мельникова. М.: Энергия, 1975. -256 с.
  83. М.С., Мурадян А. Е., Сырых H.H. Качество электроэнергии в сетях сельских районов. М.: Энергия, 1975.-225 с.
  84. Ф.Ф., Солдаткина Л. А. Регулирование напряжения в сетях промышленных предприятий. -М.: Энергия, 1970. -224 с.
  85. М.Л. Оптимизация регулирования напряжения. -М.: Энергия, 1975. 160 с.
  86. Н.С. Регулирование напряжения и экономия электроэнергии. -М.: Энергоатомиздат, 1984. -102 с.
  87. Ф. Г. Мамедьяров О.С. Экономичность режимов электрических сетей. — М.: Энергоатомиздат, 1984. 120 с. — (Экономия топлива и электроэнергии).
  88. В.А., Идельчик В. И., Лисев М. С. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах. -М.: Энергоатомиздат, 1985. 216 с.
  89. С.Е., Меркурьев А. Г. Регулирование напряжения в распределительных сетях. СПб: Северо-Западный филиал АО «ГВЦ Энергетики», 1998.-76 с.
  90. П.Я. Оптимизация показателей качества напряжения в системах электроснабжения: Автореф. дис.. канд. техн. наук. Киев, 1981. — 24 с.
  91. В.В. Моделирование и оптимизация режимов электрических сетей: Автореф. дис.. докт. техн. наук. М., 1983. — 34 с.
  92. Н.В. Оптимизация режимов электрических систем с учетом надежности регулирующих устройств: Автореф. дис.. канд. техн. наук. -М., 1988. -20 с,
  93. В.М. Повышение эффективности использования средств регулирования напряжения в процессе оптимизации режимов электрических сетей: Автореф. дис.. канд. техн. наук. М., 1989. — 20 с.
  94. A.M. Автоматическое управление напряжением и реактивной мощностью в энергосистемах: Автореф. дис.. канд. техн. наук. М., 1989.- 18 с.
  95. А.Р. Регулирование напряжения трансформаторами с учетом ограничений по использованию переключающих устройств: Автореф. дис.. канд. техн. наук. Ереван, 1992. — 19 с.
  96. В.Н. Оптимизация нормальных и дефицитных режимов в АСУ ПЭС: Автореф. дис.. канд. техн. наук. М.: ВНИИЭ, 1993 — 23 с.
  97. А. М. Совершенствование методов оптимизации режимов энергосистемы по напряжению и реактивной мощности: Автореф. дис.. канд. техн. наук. — Минск, 2000. 20 с.
  98. В.Э., Лежнюк П. Д., Серова И. А. Методика и программа оценки эффективности применения РПН и АРПН в замкнутых электрических сетях // Электрические станции. 1992. — № 1. — С. 60−66.
  99. В.Н., Кузнецов Н. Д. Определение параметров схемы замещения автотрансформаторов и ВДТ, включаемых для продольно-поперечного регулирования напряжения и снижения потерь // Электрические станции. 1992. — № 1. — С. 17−22.
  100. P.M. О применении линеаризации уравнений установившегося режима при решении задачи управления по напряжению // Известия вузов. Энергетика. 1992. — № 2. — С. 6−10.
  101. О.И., Бабкевич Г. Г. Оперативная коррекция узловых напряжений в сложнозамкнутой электрической сети // Известия вузов. Энергетика. 1991. — № 8. — С. 3−7.
  102. Основные направления нормализации уровней напряжения в основных электрических сетях единой энергосистемы России / K.M. Антипов, A.A. Окин, М. Г. Портной, 3. Г. Хвощинская // Электрические станции. 1995. -№ 9. — С. 16−22.
  103. B.C. Централизованное регулирование напряжения в промышленных электрических сетях // Известия АН. Энергетика. 1992. — № 6. -С. 58−63
  104. Ю.А. Оптимальные режимы напряжений в городской электрической сети с комунально-бытовой нагрузкой // Регулирование напряжения в электрических сетях. М.: Энергия, 1968.-С. 101−115.
  105. Ф.П. К вопросу о регулировании напряжения в городских электрических сетях // Энергетика и электрификация, — 1999. — № 4. — С. 4144.
  106. Ф.П. К вопросу об оптимизации регулирования напряжения в городских электрических сетях // Промышленная энергетика. 1997. — № 12.-С. 20−24.
  107. A.A., Овчинникова Н. С. Выбор закона регулирования напряжения на шинах центров питания электрических сетей // Энергетика и электрификация. 1985. — № 1. — С. 40−41.
  108. , А. П. Оптимизация режима напряжения в электрических распределительных сетях с использованием методов теории линейных неравенств. // Электрические станции. 1991. — № 3. — С. 62−66.
  109. Я. Е., Винников Б. Г., Каплинский А. И. Структура алгоритмов регулирования напряжения в разомкнутых распределительных сетях // Оптимизация и моделирование в автоматизированных системах. Воронеж, 1997.-С. 20−27.
  110. .Н., Нурбосынов Д. Н. Модель и компоненты системы регулирования режима напряжения в центре электропитания // Народное хозяйство Республики Коми. 1992. — № 3. — Т. 1 — С. 417−418.
  111. Я.С., Головатюк Н. Ф., Хлыстов В. М. Вопросы регулирования напряжения в электрических сетях // Энергетика и электрификация. -1996. -№ 4. С. 36−38.
  112. В. К., Романов А. В. Использование существующих средств телемеханики для контроля напряжения и его отклонения в независимых распределительных сетях энергосистем. М.: ВНИИЭ, 1999. — 11 с, — Деп. в АО «Информэнерго», 19 990 819, № 3457 — эн99.
  113. М.Ф. Телеуправление режимами напряжений в темпе процесса // Процессы и режимы электроэнергетических систем. Томск, 1990. — С. 37.
  114. Г. Г., Ройзман О. М., Абилов Р. Д. Способ автоматического регулирования напряжения узла электрической сети. A.c. № 4 498 743. Бюл. № 21. Опубл. 07.06.1991.
  115. Я. А. Математическая модель регулирования напряжения силовым трансформатором // Электрические станции. 1992. -N 7. — С. 4−9.
  116. Ф. П. Комплексное решение вопросов регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в городских распределительных сетях 6−10/0,4 кВ // Промышленная энергетика. 1995. — № 1. — С. 2628.
  117. Е.А. Регулирование электропотребления промышленного предприятия при взаимосвязанном выборе напряжения и компенсации реактивной мощности: Автореф. дис.. докт. техн. наук. -М, 1998. 35 с.
  118. ГОСТ 13 109–97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Минск: ИПК Издательство стандартов, 1998. — 30 с.
  119. В. В., Поспелов Г. Е., Федин В. Т. Местные электрические сети // Под общей ред. Поспелова Г. Е. Минск: Высшая школа, 1972. — 376 с.
  120. Steese J.G., Englin J.E., Sands, R. D. Conservation voltage reduction potential in the pacific northwest // Proc. 25th Intersoc. Energy Convers. Eng. Conf., Reno, Nev., Aug. 12−17, 1990: IECEC-90. New York, 1990. — P. 43−47.
  121. B.B. Влияние регулирования напряжения в узле нагрузки на электропотребление // Повышение эффективности и качества электроснабжения. Киев, 1990. — С. 81−82.
  122. B.C. Снижение электропотребления путем регулирования напряжения // Промышленная энергетика. 1991. — № 4. — С. 42−44.
  123. Г. Я., Севостьянов A.A. К вопросу о применении на предприятиях регулирующих и стабилизирующих устройств // Промышленная энергетика. 1998. — № 1. — С. 50−51.
  124. И.Е., Джиоев Г. Г. О граничном условии регулирования напряжения в узлах нагрузки по критерию статической устойчивости // Известия вузов. Электромеханика. 1993. — № 6. — С. 53−54.
  125. В.Г. Методика, алгоритм и программа расчета статических характеристик нагрузки крупных энергоемких предприятий // Энергосбережение в системах электро- и промэнергетики. Киев, 1991. — С. 73−83.
  126. В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей (специальные вопросы): Учебное пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1975.-280 с.
  127. How to Cut Losses, Tighten Margins, Get More from T and D Equipment. //Electrical World. 1993. — Vol. 32, № Ю. — P. 56, 58−59.
  128. Utility Orders Capacitor Switching Controls // Modern Power Systems. -1994. Vol. 14, № 7. — P. 11.142.. New, Low-cost Radios Control Capacitors, Enable SCE to Expand Distribution Automation // Electrical World. 1995. — Vol. 209, N 8. — P. 49−50.
  129. Ю. С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. — М.: Энергоиздат, 1981. 200 с.
  130. А. А. Влияние режима напряжений на оптимальную мощность конденсаторных установок и экономичность работы распределительных сетей // Оптимизация и снижение потерь в электрических сетях. -М., 1978.-С. 359- 365.
  131. Ю. С. О направлениях исследований в области компенсация реактивной мощности // Электричество. 1981. — № 10. — С. 7−12.
  132. Эффективность рационального выбора и размещения компенсирующих и регулирующих устройств в энергосистеме/ Сыч Н. М., Федин В. Т., Минченко Ю. Д., Прокопенко В. Г. // Электрические станции. 1973. — № 18.-С. 36−38.
  133. Сыч Н.М., Федин В. Т., Поспелов В. Т. Компенсирующие и регулирующие устройства в электрических системах. Л.: Энергоатомиздат, 1983. -1 12 с.
  134. A.A. Вопросы экономически целесообразной компенсации реактивной мощности в распределительных сетях с учетом влияния режимных параметров: Автореф. дис.. канд. техн. наук. -М., 1978. 19 с.
  135. А.Х. Компенсация реактивной мощности и регулирование напряжения в распределительных сетях 6−10 кВ с неоднородными нагрузками: Автореф. дис.. канд. техн. наук.-М., 1976. 19 с.
  136. В.Д., Журавлев В. Г. Применение динамического программирования к задачам электроэнергетики. Кишинев: Штиинца, 1981. — 133 с.
  137. А.Д. Определение входных реактивных мощностей для городских потребителей электроэнергии: Автореф. дис.. канд. техн. наук. -Киев, 1984.- 15 с.
  138. Е.Ю. Многокритериальная оптимизация входных реактивных мощностей при планировании развития энергосистем: Автореф. дис.. канд. техн. наук. Киев, 1988. — 17 с.
  139. В.В., Недин И. В. Выбор оптимальных схем распределительных сетей с учетом надежности с помощью ЭВМ // Опыт проектирования систем электроснабжения городов. Л.: Энергия, 1973. — С. 112−115.
  140. A.M., Егиазарян Л. В., Амирбекян С. А. Оптимизация городских Ереванских сетей на сеточной модели, сопряженной с ЭВМ // Опытпроектирования систем электроснабжения городов. — Л.: Энергия, 1973. — С. 115−118.
  141. Н.В., Тугай Ю. И. Снижение потерь электроэнергии путем размыкания схем внешнего электроснабжения при одновременной оптимизации распределительных сетей // Оптимизация и снижение потерь энергии в электрических сетях. — М., 1978. С. 334−337.
  142. А.П., Драгун JI.M. Оптимизация режимов сельскохозяйственных распределительных сетей с целью снижения потерь электроэнергии. // Снижение потерь в электроэнергетических системах: Тез. докл. Всесоюз. науч. конф. Баку, 1981. — С. 120.
  143. .Г., Ушаков И. М., Фомин И. И. Оптимизация эксплутацион-ных схем городских электрических сетей 6−10 кВ // Снижение потерь электроэнергетических системах: Тез. докл. Всесоюз. науч. конф. — Баку, 1981.-С.215.
  144. Ю.М. Оптимизация точек размыкания распределительной сети // Снижение потерь и повышение качества электроэнергии в электрических сетях энергосистем: Крат. тез. докл. к Всесоюз. науч. совещанию. -Л., 1984.-С. 114−118.
  145. Нгуен Динь Хао Метод выбора оптимальных мест размыкания электрических сетей // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. 1986. — № 5.
  146. И.С., Дерий И. А. Определение оптимальных мест размыкания в распределительных сетях // Электричество. 1998. — № 2. — С. 2527.
  147. В. X. Моделирование режимов и восстановление электроснабжения потребителей в АСУ ПЭС: Автореф. дис.. канд. техн. наук. Новочеркасск, 1999. — 16 с.
  148. И.С., Уссама Дакак Автоматизированный анализ послеа-варийных режимов электроэнергетических систем // Электричество. — 1994,-№ 8.-С. 1−4.
  149. М.А. О задаче устранения перегрузок в электрической системе изменением конфигурации // Электричество. 1993. — № 2. — С. 9−18.
  150. McDermott Т. Е. A Heuristic Nonlinear Constructive Method for Electric Power Distribution System Reconfiguration: A Dissertation PhD. -Blacksburg, 1998.-66 p.
  151. Suresh K. K., Laurence C. L. Power Distribution Planning: A review of Models and Issues // IEEE Transactions on Power Systems. 1997. — Vol. 12, № 3. — P. 1151−1159.
  152. Baran M.E., Wu F.F. Network Reconfiguration in Distribution Systems for Loss Reduction And Load Balancing // IEEE Transactions on Power Delivery. 1989. — Vol. 4, №. 2.-P. 1401−1407.
  153. Distribution Feeder Reconfiguration for Loss Reduction / S. Civanlar, J.J. Grainger, Y. Yin, S.S. Lee // IEEE Transactions on Power Delivery. 1988. -Vol. 3, №. 3.-P. 1217−1223.
  154. Hsu, Y.Y., Jwo-Hsu Y. Planning of Distribution Feeder Reconfiguration with Protective Device Coordination // IEEE Transactions on Power Delivery. -Vol. 8, №. 3.-P. 1340−1347.
  155. Curcic S., Ozveren C.S., Crowe L., Electric power distribution network restoration: A survey of papers and review of the restoration problem // Electrical Power Systems. Res. 35. London, 1996. — P. 73−86.
  156. An Efficient Algorithm for Load Balancing of Transformers and Feeders by Switch Operation in Large Scale Distribution Systems / K. Aoki, H. Kuwabara, T. Satoh, M. Kanezashi // IEEE Transactions on Power Delivery. 1988. -Vol. 3, №. 4. — P. 1865−1872.
  157. Aoki K., Nara K., Itoh M., Satoh T., Kuwabara H. A new algorithm for service restoration in distribution systems // IEEE Transactions on Power Delivery. 1989. — Vol. 4, № 4. — P 1832−1839.
  158. Sub-optimal Reconfiguration Algorithm for Distribution Systems / K. Aoki, K. Nara, T. Satoh, H. Kuwabara, T. Ichimori // PSCC 10 Proceedings. Graz, Austria, 1990. — P. 463−470.
  159. Matos M.A., Melo P. Multiobjective Reconfiguration for Loss Reduction and Service Restoration Using Simulated Annealing // IEEE Power Tech '99 Conference Proceedings. Budapest, Hungary, 1999.
  160. Lee S.J., Liu C.C., Venkata S.S. An Extended Expert System for System Restoration of Distribution Feeders // IF AC Symposium, Power Systems, Modelling and Control Applications. 1988. — P. 1641−1647.
  161. Devi V.S., Murty M.N. Stochastic Search Techniques for Post-Fault Restoration of Electrical Distribution Systems // Sadhana. 2000. — Vol. 25, Part 1. -P. 45−56.
  162. Sakaguchi Т., Matsumoto K. Development of a Knowledge Based System for Power System Restoration // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems.- 1983,-Vol. PAS-102, № 1. Pp. 320−329.
  163. Glover F. Tabu Search: Part I // ORSA J. Сотр. 1989. — Vol. 1. — P. 190 206.
  164. Goldberg D. Genetic Algorithms in Search, Optimization and Machine Learning, 1989.
  165. В.Э., Заслонов С. В., Калинкина М. А. Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6−10 кВ // Электрические станции. 1999. -№ 8. — С. 38−42.
  166. Ю.С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов // Электрические станции 2001. — № 9. — С. 33−37.
  167. Информационное обеспечение автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями / B.C. Мозгалев, С. Н. Тодирка, В. А. Богданов, И. С. Пономаренко, О. В. Сипачева, А. Ю. Скорняков // Электрические станции 2001. -№ 10. — С. 13−19.
  168. A.C., Ермолаев А. Ю. Программное обеспечение АСДУ РЭС // Электрические станции. 1998. — № 7. — С. 47−50.
  169. Lehtonen M. EDISON Research Programme on Electric Distribution Automation 1993−1997: Interim report 1996. — Finland, 1996. — 162 p.
  170. И.Г., Михайлов A.JI. Цели и принципы интеграции ПО «BASIX» (ВХ) И ПО «ГРОССМЕЙСТЕР» (GM) // Современные компьютерные технологии в эксплуатации РЭС. М.: ЭНАС, 2000. — 4 с.
  171. Ю.Л. Экспертная система МИДАС — программный советчик диспетчера электросетевого предприятия // Современные компьютерные технологии в эксплуатации РЭС. М.: ЭНАС, 2000. — 6 с.
  172. Software Package for Electrical Distribution Networks / Idelchik V.l., Ko-nonov Yu.G., Kuzhev V.Kh. and others // ICPST94. Beijing, China, 1994. -P. 439−443.
  173. И.С., Дичина O.B. Автоматизированное формирование бланков переключений в задачах АСДУ распределительных сетей // Электрические станции. 1998. — № 2. — С. 63−70.
  174. Комплекс программ для распределительных электрических сетей / Идельчик В. И., Кононов Ю. Г., Кужев В. Х. и др. // Известия вузов. Электромеханика, 1994, N 1−2. С. 71−77.
  175. SINAUT Spectrum. Functional Overview Distribution Management Systems (DMS). Fed. Rep. of Germany: SIEMENS, 1995. — 27 p.
  176. В.A., Суханов О.A. Кибернетические модели электрических систем. М.: Энергоатомиздаг, 1982. — 328 с.
  177. Radial distribution test feeders: IEEE Distribution Planning Working Group Report // IEEE Transactions on Power Systems. 1991. — Vol. 6, № 3. — P. 975−985.
  178. O.B. Моделирование электроэнергетических систем на ЦВМ. Л.: Энергия, 1980. — 178 с.
  179. Фокин Ю. А Методы расчета интегральных характеристик режимов систем электроснабжения при определении расчетных нагрузок. М.: МЭИ, 1980.-87 с.
  180. П. Я. Модели и методы оптимизации параметров и управления режимами систем электроснабжения: Автореф. дис.. д-ра техн. наук. -Киев, 1990.-38 с.
  181. Т.Б. Методы выбора стратегий развития систем электроснабжения сельских районов: Автореф. дис.. д-ра техн. наук. М., 1990.-43 с.
  182. Т.Б. Методы многокритериальной оптимизации систем электроснабжения сельских районов в условиях неопределенности исходной информации. — М.: Агроконсалт, 1988. 147 с.
  183. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. -352 с.
  184. А. С. Модели и методы информационного обеспечения систем управления электрическими режимами, контроля качества и потерь электроэнергии: Автореф. дис.. д-ра техн. наук. Новосибирск, 2000. — 43 с.
  185. И.П. Электрические машины: Учебник для вузов. — М.: Энер-гоатомиздат, 1986. 360 с.
  186. Трансформаторы сухие ТСЗ 160−1600 кВА 10 кВ. И-03.03.02−67 / Сост. Капырин В. Н. -М.: Информстандартэлектро, 1967. -19 с.
  187. Трехфазные сухие силовые трансформаторы 180−750 кВА до 10 кВ. И-03.03.01−66.-М.: ВНИИЭМ, 1966.-11 с.
  188. Силовые масляные трехфазные трансформаторы серии ТМ мощностью 160, 250, 400, 630 кВА напряжением 6, 10, 20, 35 кВ. И-03.01.05−72. М.: Информэлектро, 1972. — 6 с.
  189. Ю.В. Программирование расчетов электрических сетей на ЦЭВМ методом второго адресного отображения // Энергетика и электротехническая промышленность. 1964. — № 4. — С. 7−9.
  190. Фог А. Оптимизация для процессора Pentium. М.: Диалог-МИФИ, 1996.-232 с.
  191. Brice C.W. Comparison of approximate and exact voltage drop calculations for distribution files // IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems. -1982. -№ 11.- P. 4428−4431.
  192. И.И. Развитие теории и методов моделирования и прогнозирования электропотребления на основе данных средств автоматизации учета и телеизмерений: Автореф. дис.. д-ра техн. наук. Новочеркасск: ЮРГТУ, 1999.-39 с.
  193. Ф.А., Надтока И. И., Почебут Д. В. Контроль бытового электропотребления в сетях, питающих смешанную нагрузку //Известия вузов. Электромеханика. 1997. — № 1−2. — С. 82−83.
  194. И.И. Моделирование графиков электрической нагрузки циклично работающих электроприемников // Известия вузов. СевероКавказский регион. Технические науки. 1996. -N 3. — С. 93−101.
  195. С. И., Ву Ф. Ф. Диспетчерское управление энергосистемами //ТИИЭР. 1981.-Т. 69, № 10. -С. 35−38.
  196. В. М. Методы расчета оптимальных краткосрочных режимов энергетических систем и их объединений: Автореф. дис.. докт. техн. наук. -М., 1973.-46 с.
  197. .В., Кононов Ю. Г. Расчет составляющих вектор-градиента при оптимизации режима разомкнутой электрической сети градиентным методом. Ставрополь: СтПИ, 1984. — 10 с. — Рукопись депонирована в ИНФОРМЭНЕРГО 21 марта 1985, № 1755эн-Д85.
  198. В.Н., Кононов Ю. Г. Повышение эффективности и точности оптимизации режимов распределительных сетей // Повышение эффективности и качества электроснабжения: Тезисы докладов научно-технической конференции. Киев, 1990. — С. 117.
  199. В.И., Ковалевич В. Н., Кононов Ю. Г. Оптимизация сезонных режимов разомкнутых электрических сетей 6−110 кВ. // Моделирование электроэнергетических систем: Тезисы докладов X научной конференции. Каунас: Академия СССР, 1991. — С. 47−49.
  200. Idelchik V.l., Kononov Yu. G., Kovalyevitch V.N. Q/V optimization of load flows in radial electric networks: theory and experimental calculation // International Conference on Power System Technology. Beijing, China, 1991. -P. 279−283.
  201. Оптимизация эксплуатационных режимов разомкнутых распределительных электрических сетей по напряжению и реактивной мощности / Афанасьев А. И., Идельчик В. И., Ковалевич В. Н., Кононов Ю. Г. // Электричество. 1995. -N 3. — С. 19−22.
  202. Berg G. I. Power System Load Representations // Proc. Inst. Elect. Eng. — 1973.-Vol. 120, № 3,-P. 111.
  203. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В двух томах, т. 2. Электрооборудование / Под обшей ред. A.A. Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1986. — 596 с.
  204. Электротехнический справочник: В трех томах, т. 2. Электротехнические изделия и устройства / Под обшей ред. проф. МЭИ М.: МЭИ, 1996. -217с.
  205. Силовые масляные трансформаторы серии ТРДН и ТРДЦН напряжением 110 кВ-И-03.02.08−71. М.: Информэлектро, 1971, — 12 с.
  206. Трансформаторы силовые мощностью от 5000 до 70 000 кВА с высшим напряжением 110 кВ. И-2108. М.: МЭТП, 1957. — 23 с.
  207. Э.В., Таубес И. Р. Определение сопротивлений трансформаторов и автотрансформаторов // Электрические станции. 1976. — № 8. — С. 49−51.
  208. Г. П. Определение сопротивлений КЗ трансформаторов, автотрансформаторов 110−220 кВ при различных положениях РПН // Электрические станции. 1999. — № 2. — С. 52−55.
  209. Ю.С. По поводу статьи Федорова Г.П. «Определение сопротивлений КЗ трансформаторов, автотрансформаторов 110−220 кВ при различных положениях РПН» // Электрические станции. 2000. — № 6 — С. 66−69,
  210. М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Л.: Энергия, 1976. — 288 с.
  211. М.А. Защита трансформаторов распределительных сетей. Л.: Энергоиздат, 1981.- 136 с.
  212. П.М. Расчет трансформаторов. М.: Энергия, 1976. — 544 с.
  213. О.Ф. О потерях электрической энергии в трансформаторах с РПН // Вопросы снижения потерь и повышения качества электроэнергии в электрических сетях энергосистем: Тез. докл. Всесоюзного научно-технического совещания. Алма-Ата, 1984. — С. 54−56.
  214. Идельчик В. И, Паламарчук С. И. Погрешности в исходной информации при расчетах режимов электрических систем// Вопросы применения математических методов при управлении режимами и развитием электрических систем. Иркутск: ИЛИ, 1972. — С. 40−61.
  215. С.И. Определение погрешностей при расчетах на ЦВМ установившихся режимов электрических систем: Автореф. дис.. канд. техн. наук. — Новосибирск, 1973. 23 с.
  216. ГОСТ 11 920–73. Трансформаторы типа TM. М.: Издательство стандартов, 1974. — 24 с.
  217. Трансформатор силовой масляный трехфазный трехобмоточный типа ТДТН-16 000/110 -80Т1. М.: Информэлектро, 1984. — 6с.
  218. Vlachogiannis J.G., Xypteras J., Bakirtzis A.G. Transformer Model for Application in Load-Flow Analysis // European Transactions on Electrical Power. 1996.-Vol. 6, № l.-P. 15−23.
  219. Д.Х. Технико-экономическое эквивалентирование распределительных электрических сетей в задачах компенсации реактивной мощности: Автореф. дис.. канд. техн. наук. — М, 1981. — 18 с.
  220. О восстановлении электроснабжения потребителей в схемах распределительных электрических сетей 6−35 кВ / Идельчик В. И., Кононов Ю. Г., Кужев В. Х., Ушмаев А. Н. // Электричество. 1998. -N 9. — С. 15−19.
  221. Muschik Е., Long Т., Diebels W.-D. Zur Blindleistungskompensation in landlichen Netzen bewerteter Spannungqualitat // Electrie. 1981. — V 35, № 7.-S. 371−373.
  222. А.Ф., Ишкин B.X., Семенов В. А. Интегрированные системы управления подстанциями за рубежом // Электричество. 1997. — № 1. — С. 71−75.
  223. Способ автоматического регулирования напряжения в центре питания распределительной сети / Идельчик В. И., Ковалевич В. И., Кононов Ю. Г., Сбитнев Ф. А. А.с. № 1 562 960.
  224. А.Ф., Жуков А. В. Перспективы развития автоматизированных систем технологического управления (АСТУ) энергообъединениями // Известия вузов. Электромеханика. 1999. -№ 1.- С. 80−81.
  225. В.И., Кононов Ю. Г. Совместное моделирование и оптимизация текущих режимов питающих и распределительных сетей // Материалы региональной научно-технической конференции «Вузовская наука Северо-Кавказскому региону». Ставрополь, 1998.. — С.73−74.
  226. Ю.Г. Влияние вида схем замещения трансформаторов на результаты оптимизации режимов электрических сетей // Материалы V региональной научно-технической конференции «Вузовская наука СевероКавказскому региону», — Ставрополь, 2001. — С. 13−14.
  227. Типовая инструкция по оптимальному управлению потоками реактивной мощности и уровнями напряжения в электрических сетях энергосистем. ТИ 34−70−002−82. М.: СПО Союзтехэнерго. — 25 с.
  228. Инструкция по регулированию напряжения трансформаторов РПН 35 110 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.
  229. Ю.Г., Филиппов С. А. Расчет нормативов потерь в сетях 6−35 кВ // Региональные проблемы повышения качества и экономии электроэнергии. Тезисы докладов научно-практической конференции. Астрахань: АТИРПиХ, 1991. — С. 38−40.
  230. Ю.Г. Применение современных информационных технологий для решения режимных задач АСДУ ПЭС // Материалы региональной научно-технической конференции «Вузовская наука Северо-Кавказскому региону». — Ставрополь, 1997. — С. 75.
  231. В.И., Филиппов С. А., Кононов Ю. Г. Опыт расчетов режимов сельских распределительных сетей на ЭВМ // Научные труды Ставропольского сельскохозяйственного института, вып. 44, т. 5. Ставрополь: СХИ, 1981.-С. 58−62.
  232. Опыт работ АСУ ПЭС на Северном Кавказе / Идельчик В. И., Ковале-вич В.Н., Кононов Ю. Г., Левченко И. И. // Вопросы обеспечения надежности и экономичности энергетических систем: Сборник научных трудов АзНИИ Энергетики. Баку, 1992. — С. 105−106.
  233. Software Package for Electrical Distribution Networks / Idelchik V.l., Ko-nonov Yu.G., Kuzhev V.Kh. and others // ICPST94. Beijing, China, 1994. -P. 439−443.
  234. В.И., Гринь А. И., Кононов Ю. Г. Методика расчета потерь в сети 0,4 кВ // Материалы XXX научно-технической конференции по результатам работы ППС, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 1999 год. — Ставрополь: СевКавГТУ, 2000. С. 50−51.
  235. Редактор схем GRIM. Windows версия 1.96 (8 сетевых пользователей). Руководство пользователя. — Санкт-Петербург: ГНТП «Парус», 1998.
  236. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ КОМПЛЕКСОВ ПРОГРАММ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РС
  237. П1.1 Программный комплекс Мосэнерго
  238. Комплекс электротехнических расчетов внедрен на 4 ПЭС Мосэнерго, Комплекс режимов в 7 ПЭС, Комплекс «Отчет» во всех ПЭС и СРС ОАО «Мосэнерго».
  239. П1.2 Комплекс программ EDSA Load Flow
  240. OS 27'3 .-V* pe f kw-j 301Э KV-Я MuH •50Э0 *Vc4 Счфр1. Ampi1. V. R*nA1. Dr.*
  241. ООШитвА.*^ Fkw П-| 527V-A""" L2J пг 1115ЧЧЧ-Ч Of -VP
  242. Рисунок ГТ 1.1 Однолинейна схема сети введенная в комплексе EDS А
  243. П1.3 Комплекс программ DESS (Dromey Design Inc)
  244. Комплекс программ DESS фирмы Dromey Design Inc. (США) предназначен для расчетов и оптимизации режимов распределительных электрических сетей и состоит из шести модулей.
  245. Модуль оптимизации мест секционирования. Предназначен для определения мест секционирования фидеров 6−10 кВ по критерию минимума потерь энергии.
  246. Модуль расчета токое короткого замыкания. Рассчитывает токи КЗ и сопротивления для различных узлов фидера.
  247. Модуль оптимизации мощности трансформаторов. Данный модуль предназначен для выбора мощности трансформатора, при которой потери энергии будут минимальны.
  248. DESS Version 5 Load Flow Result
  249. Рисунок П1.2. Редактор схем комплекса DESS
  250. К преимуществам данного комплекса можно отнести возможность настройки комплекса персоналом при изменении условий эксплуатации и возможность проведения экономических расчетов.
  251. THVI* MAI- МИЧЯ10 ,№ 11(1 UMJI IPC
  252. И0ГМ11Г МОСОР. Г M.KOLW. ! ?<3STJ"V" pttmUN C50AT ^CGITSU
  253. Miciosolt V/nnl с<|1|ю$ «loi:
  254. QaieT eirBfcW Foi-м! DstwaSa: ?em'» -%??leHBJ H flMai |й| 1Ш1 ШГ-V Doienbartr FICE321. T"p
  255. NA2THCAY 2401 (KV NA2r'HCAY 2401 (KV NAKBA 185 IUKV
  256. NAYHCrE i85ia-v NACTA^ 18^0W'
  257. NAK8A 185 mV NAZfHCAY 3Q02CKV
  258. NAKBA 3001 (KV NAKBA зсгаТост1. AKBA 30UIUKV «
Заполнить форму текущей работой

На отлично!