WWW.DISS.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

 


Pages:     | 1 ||

Методы и модели эффективного управления режимами единой электроэнергетической системы россии

-- [ Страница 2 ] --

При подаче возмущения в обмотку возбуждения генератора в режимной частотной характеристике будут присутствовать все (в том числе и низкочастотные) составляющие движения, «наблюдаемые» на данной станции. Очевидно, что количество «наблюдаемых» составляющих движения зависит от схемных условий работы станции в энергосистеме. Таким образом, расчет режимной частотной характеристики крупных станций, работающих на шины высокого напряжения и расположенных вблизи межсистемных связей, позволяет получить представление о частотном спектре всего энергообъединения. Для выполнения этих исследований использована цифровая модель энергообъединения. На рис. 4. представлены расчеты электромеханических переходных процессов, получены режимные частотные характеристики для ряда электростанций.

Из рисунка видно, что резонансные частоты энергосистемы расположены в диапазоне от 0 до 2 Гц. Спектры частот электростанций, входящих в энергообъединение сугубо индивидуальны, но в каждом из них проявляются различные низкочастотные составляющие (0,05-0,55 Гц), соответствующие взаимному движению различных концентрированных частей или целых энергосистем друг относительно друга, а также собственные резонансные частоты генераторов станций (0,6-1,6 Гц). Появление же резонансов на частотах свыше 2 Гц может быть вызвано только действием устройств регулирования и управления (в основном – каналами стабилизации автоматических регуляторов возбуждения), однако эти составляющие движения в величинах перетоков по межсистемным связям и частоте отсутствуют вследствие инерционности обмотки возбуждения.

Таким образом, для верификации цифровой модели необходимо обеспечить регистрацию режимных параметров со скважностью (степенью дискретизации), позволяющей фиксировать процессы на частотах от 0 до 2 Гц.

Схема регистрации параметров переходных режимов содержит три уровня. На первом уровне (уровень регистратора) проводится измерение токов и напряжений с помощью многофункциональных измерительных преобразователей.

Полученная информация о токах и напряжениях нормального режима передается в коммуникационный сервер, синхронизируется с помощью меток точного времени и архивируется. Коммуникационный сервер контролирует текущий режим в соответствии с настройками конфигурационного файла, которые определяют признаки возникновения аварийного режима. Такими признаками являются:

1. Скорость изменения частоты. Уставка конфигурационного файла может быть определена в интервале (0,052) Гц с шагом 0,05 Гц.

2. Уровень напряжения, который может иметь значение в интервале (0120)%.

В случае идентификации аварийного режима производится регистрация его параметров в аварийном архиве. Запись аварийного режима содержит параметры режима, предшествующего аварии в течение 100 секунд, и аварийного режима в течении 1000 секунд.

Второй уровень СМПР располагается в региональных центрах управления СМПР, находящихся в ОДУ ЕЭС России. На этом уровне размещаются региональные автоматизированные рабочие места СМПР.

Третий уровень СМПР – Центр управления – находится в ОАО «СО ЕЭС». Здесь происходит интеграция параметров аварийных режимов, их анализ и решение задач, перечисленных выше.

Расчет частоты производится с помощью соответствующего сигнала напряжения, который оцифровывается с частотой 12800 Гц и фильтруется цифровым фильтром низких частот, затем определяются моменты перехода напряжения через нуль с использованием линейной аппроксимации в окрестности нуля и вычисляется период и частота сигнала. Такой подход обеспечивает точность определения частоты 0,001 Гц, мощностей – 0,5%.

На основе массивов кодов токов и напряжений производится вычисление параметров режима: частоты, действующих значений фазных токов и напряжений; линейного напряжения; активных и реактивных фазных мощностей.

Размещение регистраторов на объектах ЕЭС/ОЭС. Для решения поставленных перед СМПР задач необходимо разместить регистраторы в соответствии со следующими требованиями.

  1. Регистраторы необходимо устанавливать в крупных энергоузлах - электростанциях и подстанциях для возможности верификации и настройки цифровых моделей ЕЭС/ОЭС.
  2. При размещении регистраторов необходим учет протяженности структуры ЕЭС/ОЭС. Энергообъекты с регистраторами должны распределяться с Востока на Запад и с Юга на Север ЕЭС/ОЭС. Это позволит контролировать низкочастотные межзональные колебания и определить мероприятия по их демпфированию.
  3. Схема размещения регистраторов должна давать возможность измерения межсистемных перетоков с целью оценки поведения различных районов регулирования.
  4. Регистраторы целесообразно установить на электростанциях вторичного регулирования частоты для оценки его эффективности.

В соответствии с этими требованиями выбраны места установки регистраторов на 41 объекте ЕЭС/ОЭС.

Анализ низкочастотных колебаний и крутизны частотной характеристики. СМПР предоставляет уникальную возможность изучения динамических характеристик энергообъединения. В работе представлены результаты исследований низкочастотных колебаний, риск появления которых возникает при возможном объединении ЕЭС/ОЭС и энергосистем UCTE. Эти колебания с частотами в диапазоне (0,1 – 2) Гц могут ограничить режим работы системы из-за сокращения перетоков мощности и привести к широкомасштабным технологическим нарушениям.

В настоящее время в энергообъединении UCTE наблюдаются незатухающие или слабозатухающие электромеханические колебания.





После расширения UCTE в 1995 году межзональные колебания стали присущи всему энергообъединению. На протяжении 2005 года, например, в синхронной зоне Западной Европы возникло не менее шести аварийных ситуаций из-за плохо демпфированных межзональных колебаний. Отклонения частоты при колебаниях были почти постоянными и составляли по оценкам экспертов UCTE 10 – 15 мГц. Оценка суммарной мощности колебаний во всей зоне UCTE, полученная с помощью динамической модели, составила более 1000 МВт. Несмотря на большое внимание, которое уделяется проблеме низкочастотных колебаний экспертами UCTE, у них пока нет четких представлений о причинах их возникновения.

Создание СМПР открывает широкие возможности для исследования межзональных низкочастотных колебаний в энергообъединении ЕЭС/ОЭС.

С помощью СМПР проводится мониторинг низкочастотных колебаний при технологических нарушениях, в процессе которого на основе преобразования Фурье рассчитываются и строятся амплитудно-частотные характеристики регистрограмм частоты. Анализ амплитудно-частотных характеристик показывает, что при технологических нарушениях в ЕЭС/ОЭС появляются колебания с частотами от 0.1 до 0,5 герц, но амплитуды этих колебаний (0,2-1,5 миллигерц) незначительны и находятся в пределах точности регистрации частоты.

Для проверки уровня низкочастотных колебаний в установившихся режимах в ЕЭС/ОЭС проведена регистрация параметров в третью среду декабря 2007 года и в выходной день 23 декабря 2007 года на семи объектах ЕЭС/ОЭС, расположенных от Восточной до Западной границ синхронной зоны: Назаровская ГРЭС (ОЭС Сибири), Рефтинская ГРЭС (ОЭС Урала), Загорская ГАЭС (ОЭС Центра), Ставропольская ГРЭС (ОЭС Юга), Южноукраинская АЭС и ПС Западноукраинская (ОЭС Украины). Суточные регистрограммы разбивались на отрезки длительностью 30 минут и для каждого отрезка проводился Фурье анализ с построением амплитудно-частотных характеристик. Результаты их анализа показывают, что опасные для динамической устойчивости низкочастотные колебания (0,05 – 2,5 Гц) в настоящее время в ЕЭС/ОЭС отсутствуют.

Регистрограммы, получаемые с помощью СМПР, позволяют уточнить значения крутизны частотной характеристики, являющейся важнейшей динамической характеристикой энергообъединения, которая учитывается при оперативно-диспетчерском управлении, при анализе аварий, определяет настройку ряда устройств режимной и противоаварийной автоматики. Мониторинг крутизны частотной характеристики в течение 2005 – 2007 годов показывает, что ее среднее значение составляет 22667 МВт/Гц, максимальное – 28700 МВт/Гц и минимальное – 17500 МВт/Гц.

Регистрация частоты, проведенное экспертами UCTE в энергообъединении Западной Европы показывает, что среднее значение крутизны частотной характеристики составляет 25000 МВт/Гц. Сравнивая это значение со средним значением крутизны в ЕЭС/ОЭС можно сделать вывод, что оба энергообъединения характеризуются близкими значениями этого важного технологического параметра.

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ И планирование электрических

режимов ЕЭС россии


Моделирование режимов ЕЭС/ОЭС является одним из важнейших направлений деятельности по осуществлению оперативно-диспетчерского управления, обеспечивающим решение задач проверки допустимости, запасов устойчивости и надежности существующих или планируемых режимов, а также соответствия режимов критериям оптимальности.

Традиционный подход к математическому моделированию энергосистем основывается на применении математических моделей, которые должны быть адекватны перечисленным выше задачам.

Процесс математического моделирования содержит несколько этапов:

• выяснение и формулирование математических законов, связывающих основные количественные величины, характеризующие объект или явление;

• решение математических задач для исследования математической модели;

• сопоставление результатов аналитического исследования математической модели с результатами опыта для проверки соответствия математической модели объекту исследования и для подтверждения пригодности модели.

Различный характер задач предопределяет различные подходы к определению целесообразной степени подробности математического описания энергосистем, используемого для их решения.

Так, для описания установившихся режимов применяются более подробные модели элементов, которые играют существенную роль в определении потокораспределения и уровней напряжения.

Столько же подробное представление этих элементов для моделирования электромеханических переходных процессов, как правило, не требуется. Математические модели, используемые для выполнения расчетов электромеханических переходных процессов, отличаются друг от друга принятыми условиями, допущениями и упрощениями, а также различными формами математического описания модели. Выбор той или иной модели системы диктуется целями исследования, которое во всех без исключения случаях базируется на системе дифференциальных уравнений, записанных для всех элементов системы.

Задачи планирования, базирующиеся на выполнении оптимизационных расчетов, упрощенно учитывают сетевые ограничения, используя линейное математическое описание энергосистемы.

Вследствие такого дифференцированного подхода на предприятиях Системного оператора формировалось множество различных видов моделей, описывающих одни и те же энергосистемы и их части, но предназначенные для различных целей.

В современных рыночных условиях, характеризующихся множеством самостоятельных субъектов функционирующих совместно в единой системе, но имеющих собственные интересы, требования к объективности и обоснованности решений, принимаемых системой оперативно-диспетчерского управления, значительно повысились.

Новые требования повлекли за собой изменение подходов к организации математического моделирования ЕЭС России, ее энергообъединений и энергосистем. В основе нового подхода лежит идея единой расчетной модели ЕЭС России, являющейся родоначальницей всех необходимых частных моделей, получение которых должно осуществляться путем применения формальных преобразований.

Впервые разработка принципов формирования единой модели ЕЭС России была выполнена под непосредственным методическим руководством автора диссертационной работы в 2002 году в рамках работ по запуску первого в России конкурентного рынка электроэнергии, действующего в темпе планирования на сутки вперед.

В единой расчетной модели ЕЭС/ОЭС представлена вся системообразующая сеть от 220 кВ и выше, линии более низких классов напряжения, значимые с точки зрения корректного описания объемов поставки электроэнергии субъектов рынка, границ федеральной сетевой компании, межгосударственных перетоков мощности, выдачи мощности от электростанций, а также электростанции, имеющие установленную мощность более 5 МВт и крупные узлы потребления.

Базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС. В настоящее время в СО ЕЭС создана базовая динамическая модель, дающая возможность объективного анализа динамических свойств энергообъединения.

Базовая динамическая модель должна удовлетворять следующим требованиям:

1. Структура и конфигурация схемы соответствует модели установившихся режимов.

2. Расчетные модели включают все линии 220 кВ и выше без эквивалентирования. Эквиваленты сетей 110 (154) кВ и ниже представляются, если они оказывают существенное влияние на режим основной сети.

3. Производится детальное моделирование электростанций, включая генераторы, турбины, котлы и их системы регулирования.

4. Учитываются детальные модели энергоблоков 200 МВт и выше и каждого блока электростанций суммарной мощностью 800 МВт и выше. Остальные энергоблоки эквивалентируются и замещаются упрощенными моделями.

5. Модели нагрузки представляются их статическими характеристиками.

Базовая динамическая модель регулярно верифицируется с помощью СМПР. Разработана и периодически 4-5 раз в год реализуется процедура, в соответствии с которой при технологическом нарушении, приводящем к значительным небалансам активной мощности, осуществляются следующие шаги:

1. Идентификация аварийного режима. Верифицируется вид возмущения – небаланс мощности, вызванный отключением генерирующей мощности; отделение ОЭС от ЕЭС/ОЭС, либо прочие аварии, приводящие к возникновению значительного небаланса; размер небаланса – 800 МВт и выше; место небаланса, при котором наблюдаются наибольшие отклонения частоты при одних и тех же уровнях возмущения – в энергосистемах, расположенных вблизи границ синхронной зоны.

2. Регистрация параметров аварийного режима, создание архивов аварийного режима и передача их в Центр управления.

3. Регистрация параметров режима, предшествующего аварии с помощью оперативно-информационных комплексов энергообъединения ЕЭС/ОЭС, сбор информации о составе и загрузке генераторного оборудования и располагаемых резервах мощности в предшествующем технологическому нарушению режиме.

4. Расчет параметров переходного режима, вызванного технологическим нарушением в местах их регистрации СМПР, с помощью программно-вычислительного комплекса EUROSTAG.

5. Сравнение зарегистрированных и рассчитанных параметров. В случае их значительного расхождения производится настройка модели – изменения параметров элементов базовой динамической модели, которые имеют значительные допущения. Таковыми, в первую очередь, являются турбины с регуляторами их скорости и нагрузочные совокупности.

Оценивание состояния электроэнергетической системы. Оперативную информацию составляют телеизмерения и телесигналы, которые поступают в программу оценивания состояния из оперативно-информационных комплексов с «собственных» объектов. Информации от соседних энергосистем, в большинстве случаев, явно недостаточно для создания модели, обеспечивающей качественное решение задач оперативного управления. Поэтому формирование расчетных моделей режимов энергосистем должно производиться по иерархическому принципу. Несомненным преимуществом такого подхода является система ответственности, при которой каждый участник единой системы отвечает за качество формирования описания собственного объекта.

Модель установившегося режима формируется на основе телеметрической информации в результате решения следующих задач: синтеза расчетной схемы; проверки наблюдаемости режима; отбраковки грубых ошибок в измерениях; расчета режима в соответствии с принятым критерием оценивания.

Задача синтеза расчетной схемы решается по предварительному описанию топологии основной сети и отдельных энергообъектов – электростанций и подстанций.

Расчетная схема, сформированная в результате решения подзадачи синтеза, содержит узлов, а телеметрическая система обеспечивает поступление замеров. Измеряются потоки активных и реактивных мощностей по линиям электропередачи и трансформаторам, генерации и нагрузки активных и реактивных мощностей и напряжения на шинах. В качестве искомых параметров расчета принимаются продольные и поперечные составляющие комплексных напряжений в узлах схемы. Если расчетная схема состоит из подсистем, то для вычисления продольных и поперечных составляющих узловых напряжений требуется уравнений. Для упрощения будем считать, что необходимо уравнений, добавляя при этом к реальным измерениям равных нулю псевдоизмерений поперечных составляющих напряжений в опорных узлах каждой из подсистем.





Уравнения, отражающие связь между независимыми и измеряемыми параметрами режима, образуют исходную нелинейную систему

(2)

где – -мерные векторы, соответственно, функции независимых параметров, измеряемых величин, погрешностей измерения; – продольные и поперечные составляющие узловых напряжений.

Нелинейная система (2) решается итерационными методами, линеаризованная система которых имеет вид

, (3)

где – матрица Якоби размерностью ; – -мерные векторы расчетных значений параметров режима и небалансов; – приращения составляющих независимых переменных.

Необходимым условием существования решения линейной системы (3) является полный ранг матрицы коэффициентов.

Если в число независимых переменных включить погрешность измерений (), то в этом случае система будет иметь множество решений и для получения единственного вводится дополнительное условие – минимизация целевой функции

. (4)

Наблюдаемость зависит как от общего числа измерений, так и от их расположения на схеме замещения. Алгебраические критерии наблюдаемости опираются на проверку свойств матриц коэффициентов линеаризованной системы. Ненаблюдаемость обуславливается дефицитом линейно независимых уравнений в системе (3) и приводит к уменьшению ранга матрицы коэффициентов.

Выявить ненаблюдаемость можно в процессе разложения

, (5)

где – трапециевидная матрица размерности ; – верхняя треугольная матрица размерности.

Для проверки наблюдаемости был реализован подход, основанный на сравнении свойств системы уравнений, составленной на основе реальных измерений, со свойствами системы, расширенной за счет псевдоизмерений узловых мощностей, и, следовательно, гарантированно наблюдаемой.

Энергосистемы, в большинстве случаев, не располагают в достаточном объеме информацией о режиме смежных энергосистем. Однако для адекватного решения задач моделирования необходимо, чтобы в математической модели были представлены схемы соседних систем, хотя, возможно, и в упрощенном виде.

Планирование режимов ЕЭС России. При планировании и управлении режимами решаются следующие задачи:

1. Выбор состава включенного генерирующего оборудования на неделю вперед с уточнением выбранного состава в течение недели.

2. Планирование режимов ЕЭС России на предстоящие сутки на основании выбранного состава генерирующего оборудования и законтрактованных объемов поставок электроэнергии, формирование прогнозного диспетчерского графика.

3. Оперативное (внутрисуточное) планирование режимов ЕЭС России на некоторый установленный интервал упреждения, формирование поставок электроэнергии в рамках балансирующего рынка.

4. Формирование диспетчерских графиков и другой информации, необходимой оперативному персоналу, инфраструктурным организациям и участникам рынка для управления режимами ЕЭС России в реальном времени в соответствии с целями, установленными действующими нормативными документами (правилами), при условии соблюдения технологических ограничений.

5. Классификация и фиксирование отклонений объемов фактических поставок электроэнергии от договорных значений на оптовом рынке.

Единый бизнес-процесс работы Системного оператора на конкурентном оптовом рынке электроэнергии, включает следующие основные бизнес-процессы.

Синтез и актуализация расчетной модели для планирования режимов энергосистемы. Модель оптового рынка электроэнергии предполагает проведение процедур конкурентного отбора или торгов с использованием единой расчетной модели ЕЭС России. Таким образом, единая расчетная модель используется при решении вышеперечисленных задач 1, 2 и 3.

Формирование единой расчетной модели производится путем объединения - синтеза расчетных моделей объединенных энергетических систем (ОЭС) и энергосистем ряда близлежащих зарубежных стран, режимы работы которых влияют на режимы работы ЕЭС России. Расчетные модели ОЭС создаются в соответствующих ОДУ на основе контрольных замеров и ежемесячно уточняются с учетом изменения состава участников рынка, схем присоединения их электроустановок к электрическим сетям ЕЭС, а также при изменении условно-постоянной информации модели (основное состояние электрических связей, параметры электротехнического оборудования и т.п.). Расчетные модели зарубежных стран разрабатываются в исполнительном аппарате Системного оператора по данным, получаемым от Системных операторов зарубежных энергосистем с тем же самым регламентом, с которым производится формирование расчетных моделей ОЭС.

При синтезе единой расчетной модели, состоящей из нескольких фрагментов, происходит изменение потоков мощности по отдельным связям. Это объясняется тем, что при расчете установившегося режима отдельно взятого фрагмента используется приближенная информация о схемах и режимах внешних энергосистем.

Синтез единой расчетной модели должен выполняться по следующему алгоритму:

• удаляются внешние эквиваленты из расчетной схемы каждого ОДУ (оставляется только фрагмент соответствующей ОЭС);

• полученные фрагменты стыкуются между собой по заданному списку межсистемных ветвей;

• балансирующие узлы находятся во внешних эквивалентах в расчетных схемах всех ОДУ и удаляются при сборке вместе с ними;

• после объединения балансирующий узел единой схемы остается в ЕЭС России;

• при сборке контролируется активная мощность балансирующего узла, существенное изменение которой до и после сборки свидетельствует о несбалансированности режима, поскольку алгебраическая сумма сальдо внешних перетоков активной мощности всех объединяемых фрагментов по определению равна нулю;

• контроль совместимости присылаемых фрагментов включает в себя также контроль совпадения перетоков между ОЭС перед объединением схем ОЭС в единую расчетную модель.

Использование такого алгоритма позволяет определить и локализовать возможные ошибки; объединить списки сетевых ограничений, проверить их полноту и ввести дополнительные; сформировать расчетную модель.

Актуализация расчетной модели ЕЭС России. Под актуализацией расчетной модели ЕЭС России понимается адаптация параметров синтезированной базовой модели (один раз в месяц) к ожидаемым системным условиям: почасовому графику потребления, состоянию топологии электрических сетей, готовности к работе генерирующего оборудования. В ходе процесса актуализации решаются еще две важные задачи: распределение агрегированного электропотребления (прогнозного или заявленного) по узлам расчетной модели и адаптация сетевых ограничений. На выходе процесса актуализации появляется мультиинтервальная единая расчетная модель, готовая к выполнению процедур соответствующего конкурентного отбора. Так, для решения задачи выбора состава генерирующего оборудования формируется 168-интервальная модель, для рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка – 24-интервальная.

В настоящее время единая расчетная модель включает в себя более 7000 узлов, более 10000 ветвей и 800 генераторов.

В ходе создания технологий синтеза и актуализации расчетных модели ЕЭС России при непосредственном участии и под руководством автора диссертационной работы были разработаны:

  • методики разнесения агрегированного по территориям прогноза электропотребления по узлам расчетной модели, сохранения значений заявленных участниками рынка объемов почасового потребления электроэнергии при изменении режимов в ЕЭС, формирования диспетчерских графиков на основании результатов формальных процедур конкурентного отбора;
  • регламенты деловых процессов, осуществляемых подразделениями ОАО «СО ЕЭС», ОДУ и РДУ;
  • действующее унифицированное программное обеспечение синтеза и актуализации расчетных моделей ОЭС и ЕЭС.

Выбор оптимального состава генерирующего оборудования. Выбор состава работающего оборудования выполняется в режиме «на неделю вперед» с регулярным уточнением результатов в течение недели. Основной (первый за неделю) расчет выполняется с использованием 168-интервальной единой расчетной модели.

Задача оптимизации рассматривается как линейная, в которой часть переменных является бинарными (0/1). К таковым относятся параметры, характеризующие состояние или изменение состояния энергетического блока, подлежащего процедуре конкурентного отбора, на рассматриваемом интервале времени. Целевая функция и ограничения в большинстве своем являются интегральными, поэтому решение задачи осуществляется на период времени (для определенности будем считать интервал планирования – неделя, шаг дискретизации – час). Неизвестными являются мощность каждого -го генератора в каждый час суток (), его состояние (включен – 1, отключен – 0) –, запуск генератора в час (запущен – 1, нет – 0) –, останов генератора в час t (остановлен – 1, нет – 0) –. На вспомогательные переменные накладываются ограничения, моделирующие запуск и останов, а также необходимые для того, чтобы избежать одновременного включения и отключения:

Целевая функция задачи оптимизации записывается в виде

(6)

где – ценовая заявка; – затраты на запуск генератора.

В набор входят такие ограничения, как: диапазон мощности генератора, скорость набора и сброса мощности, мощность вращающегося резерва, сетевые ограничения на перетоки в сечениях, минимальное время нахождения во включенном и в отключенном состоянии.

На основании предлагаемого алгоритма был разработан действующий программный комплекс выбора состава включенного генерирующего оборудования, имеющий совместимую базу и общее ядро с программными комплексами расчета установившегося режима, синтеза и актуализации единой расчетной модели, расчета электромеханических переходных процессов, комплексной оптимизации электроэнергетического режима по активной и реактивной мощности.

Планирование режима на предстоящие сутки. Разработаны две математические модели для решения задачи планирования электроэнергетического режима на предстоящий период времени.

Первая модель позволяет решать оптимизационные задачи планирования в условиях неэластичного спроса на электроэнергию.

Вторая модель предусматривает эластичный спрос, задаваемый ценовыми заявками покупателей электроэнергии, выраженными в виде понижающихся ступенчатых характеристик, где каждой ступени соответствует пара значений: цена и количество, при этом цена на каждой следующей ступени ниже, чем на предыдущей. Вторая модель может быть использована как при решении традиционных задач планирования электрического режима путем комплексной оптимизации с учетом ограничений, так и для проведения двойного ценового аукциона на электроэнергию, например, в рамках рынка «на сутки вперед».

Обе постановки задачи предполагают учет всех известных технологических ограничений электроэнергетической системы, представленных нелинейными уравнениями.

5. Управление электрическими режимами ЕЭС России


Управление режимами ЕЭС России является краеугольным камнем деятельности Системного оператора, определяет его стратегическую цель и миссию и подразделяется на три вида:

  • Оперативно-диспетчерское управление, которое осуществляет комплекс мер по управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики, обеспечивая надежность электроснабжения и качество электроэнергии.
  • Автоматическое управление нормальными режимами (режимное управление) в части регулирования частоты, перетоков активной мощности по линиям электропередачи и их ограничение решает задачу недопущения выхода текущего режима за максимально допустимые границы.
  • Автоматическое противоаварийное управление предотвращает и локализует аварийные режимы в электрических сетях ЕЭС России, предупреждая развитие аварий в энергосистемах.

Направления совершенствования оперативно-диспетчерского управления в новых экономических условиях подробно рассмотрены в главе 2 настоящей работы.

Регулирование частоты и перетоков активной мощности, как часть режимного управления, играет существенную роль в управлении нормальными режимами энергообъединения ЕЭС/ОЭС, обеспечивая поддержание частоты на нормативных уровнях. Вопросам участия энергосистем синхронной зоны ЕЭС/ОЭС в первичном, вторичном и третичном регулировании частоты уделяется особое внимание Электроэнергетического Совета стран СНГ и Комиссии по оперативно-технологической координации, руководимой в последние годы автором диссертационной работы.

Повышению эффективности регулирования частоты в ЕЭС/ОЭС способствовала «Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии», утвержденная Решением Электроэнергетического Совета в 2005 году. Концепция разработана под руководством и при непосредственном участии автора и учитывает как опыт организации регулирования частоты в энергообъединении Западной Европы, так и многолетний опыт управления синхронной зоной ЕЭС/ОЭС.

Основные положения Концепции формулируются следующим образом.

  1. Все энергосистемы ЕЭС/ОЭС принимают участие в общем и нормированном первичном регулировании частоты, ограничивая ее отклонения как в нормальных режимах под действием нерегулярных колебаний нагрузки, так и при аварийных изменениях общего баланса мощности.
  2. Общее первичное регулирование должно осуществляться на всех электростанциях (по мере их возможности), а нормированное первичное регулирование – на выделенных электростанциях, на которых первичное регулирование имеет требуемые качественные характеристики (зона нечувствительности, статизм, быстродействие) и поддерживается заданный первичный резерв. При возникновении небаланса мощности и изменении частоты в энергообъединении первичное регулирование реализуется в результате действия автоматических регуляторов частоты вращения всех турбин.
  3. В энергосистемах всех стран-участниц параллельной работы ЕЭС/ОЭС должно быть реализовано вторичное регулирование за счет поддержания заданного графика суммарного внешнего перетока по внешним межгосударственным связям с коррекцией по частоте. Вторичное регулирование обеспечивает контроль загрузки и экстренную разгрузку транзитных связей в случае возникновения их перегрузки, осуществляя ограничение перетоков по этим связям. Поскольку вторичное регулирование является децентрализованным, оно не обеспечивает качественного регулирования частоты. Поэтому необходимо дополнить его общим вторичным регулированием частоты в энергообъединении.
  4. Третичное регулирование предназначено для восстановления регулировочных диапазонов вторичного регулирования, использованных в процессе компенсации небалансов мощности. Оно производится за счет третичного резерва на электростанциях третичного регулирования.
  5. Согласованное участие всех энергосистем в первичном, вторичном и третичном регулировании с периодической коррекцией синхронного времени создает постоянное поддержание параметров нормального режима работы энергообъединения в пределах технологических норм.
  6. При совместном участии всех энергосистем в первичном регулировании частоты необходимый суммарный нормируемый первичный резерв энергообъединения должен быть распределен между ними. Распределение нормируемого первичного резерва (согласование коэффициентов распределения) должно выполняться ежегодно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии.

Важнейшим условием эффективного регулирования частоты является наличие необходимого объема резервов активной мощности и их оптимальное размещение на территории синхронной зоны. Под руководством автора и при его участии разработана «Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков», утвержденная решением Электроэнергетического Совета СНГ в октябре 2006 года. Методика определяет следующие требования к вторичному и третичному регулированию частоты:

  1. Вторичное регулирование обеспечивает поддержание суммарного внешнего перетока данной энергосистемы на заданном уровне с коррекцией по частоте, то есть полную компенсацию «собственных», возникших в пределах данной энергосистемы, небалансов мощности и, тем самым, участие в поддержании частоты в энергообъединении.
  2. Общее вторичное регулирование в энергообъединении должно выполняться одной из энергосистем – координатором параллельной работы, которой эта задача поручается всеми субъектами параллельной работы.
  3. При соединении энергообъединения стран СНГ и Балтии на параллельную работу с энергообъединением Западной и Восточной Европы общее вторичное регулирование должно быть переведено в режим регулирования суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад с согласованной частотной коррекцией.
  4. Региональное и общее вторичное регулирование выполняется по критерию сетевых характеристик, при котором регулируемым параметром (подлежащим сведению к нулю) является ошибка регулирования, вычисляемая по выражению

, (7)

где – отклонение обменной мощности (суммарного внешнего перетока) от заданного значения при номинальной частоте; – заданный коэффициент частотной коррекции; – отклонение частоты от заданного значения (нормально 50,0 Гц и 50±0,01 Гц в период коррекции синхронного времени);

  1. Ошибка регулирования может быть определена также как разность между заданной с коррекцией мощностью и фактической обменной мощностью района регулирования

, (8)

где – заданная с частотной коррекцией обменная мощность при текущем отклонении частоты.

  1. Энергосистемы стран СНГ и Балтии самостоятельно решают вопросы структуры и реализации автоматических систем регионального вторичного регулирования. В случае отсутствия собственной возможности автоматического регулирования, энергосистемы могут образовывать зональные районы регулирования со своими соседями в целях совместного регулирования на договорной основе.
  2. Вторичные резервы, необходимые для покрытия расчетных небалансов и колебаний баланса энергосистем, должны устанавливаться совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии и создаются каждой энергосистемой самостоятельно.
  3. В качестве третичного («минутного») резерва для восстановления регулировочных возможностей первичного и вторичного регулирования должен использоваться: пуск-останов резервных гидрогенераторов и газотурбинных электростанций и пуск-останов, перевод в генераторный или насосный режим агрегатов гидроаккумулирующих электростанций.
  4. В качестве менее быстродействующего третичного резерва могут быть применены загрузка (разгрузка) газомазутных энергоблоков, энергоблоков АЭС и отключение (включение) потребителей – регуляторов. Величина третичного резерва и его размещение устанавливаются энергосистемой (районом регулирования) самостоятельно; третичный резерв должен быть достаточным для обеспечения эффективного функционирования первичного и вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования, а также возмещения погрешности планирования баланса мощности и потери генерации.

Требования к определе нию объемов и размещению резервов активной мощности сводятся к следующим:

  1. При выборе объема первичного резерва основным фактором является аварийный расчетный небаланс мощности энергообъединения, то есть небаланс, который может привести к аварийному отклонению частоты. Резерв первичного регулирования равняется по величине аварийному расчетному небалансу принятому в энергообъединении ЕЭС/ОЭС равному ±1200 МВт.
  2. Необходимый расчетный резерв первичной мощности распределяется между энергосистемами стран СНГ и Балтии пропорционально их годовой выработке электроэнергии. Коэффициенты распределения общего необходимого резерва между энергосистемами (районами регулирования) рассчитываются в соответствии со следующей формулой

, (9)

где – годовая выработка электроэнергии в i-ой энергосистеме (районе регулирования); – суммарная годовая выработка электроэнергии во всех энергосистемах (районах регулирования) синхронной зоны (энергообъединение стран СНГ и Балтии).

  1. Размещение резервов мощности для первичного регулирования рекомендуется выполнять таким образом, чтобы пропускная способность электрической сети не ограничивала их полную реализацию. Резервы первичной мощности распределяются внутри каждой энергосистемы по возможности равномерно, что снижает вероятность перегрузки слабых связей и сечений при возникновении аварийных небалансов мощности.
  2. Величины необходимых вторичных резервов в каждой энергосистеме и в энергообъединении в целом определяются величинами тех возмущений (небалансов мощности), которые должно компенсировать (подавлять) вторичное регулирование в данном районе регулирования.
  3. В случае, если величина минимального резерва вторичного регулирования не меньше по модулю величины расчетного небаланса мощности энергосистемы, то она рассчитывается как

, (10)

где – максимум нагрузки в данной энергосистеме (районе регулирования); – эмпирически подобранные коэффициенты.

  1. В случае если расчетный небаланс мощности в энергосистеме, связанный с потерей генерации, больше величины, то величина вторичного резерва на загрузку должна приниматься равной величине данного расчетного небаланса.
  2. Третичный резерв должен обеспечивать эффективное функционирование вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования частоты и перетоков. Оно осуществляется оперативно-диспетчерским персоналом и может быть реализовано в составе систем АРЧМ. Величина третичного резерва и его размещение устанавливаются органом оперативно-диспетчерского управления энергосистемы (района регулирования) самостоятельно.

В настоящее время Системным оператором модернизирована центральная координирующая система автоматического регулирования режима по частоте и активной мощности ЕЭС России, позволяющая впервые в отечественной практике привлекать энергоблоки ТЭС к автоматическому управлению режимом ЕЭС России по частоте и активной мощности.

Централизованное противоаварийное управление режимами ЕЭС/ОЭС. Важнейшим средством обеспечения балансирования потребления и производства электроэнергии в режиме реального времени, предотвращения и локализации аварийных режимов в электрических сетях ЕЭС России является система противоаварийного управления. Необходимость применения противоаварийной автоматики обусловлена рядом особенностей электрических сетей в России: большой протяженностью электрических связей, высокой концентрацией генерирующих мощностей и удаленностью центров производства от центров потребления. Устройства противоаварийной автоматики позволяют при слабых связях обеспечить синхронную работу ЕЭС России в послеаварийных режимах. Они локализуют и предотвращают развитие аварий: нарушения устойчивости, ликвидации асинхронного режима, ограничения снижения частоты и напряжения, ликвидации перегрузки оборудования.

Реализация противоаварийного управления достигается воздействием на генерацию, потребление и сетевое оборудование, которое в случае возникновения сетевых ограничений позволяет уменьшить и даже устранить их (помимо сетевого строительства).

Централизованная система противоаварийного управления впервые была создана при непосредственном участии автора и успешно эксплуатируется в ОЭС Урала. Ее основное назначение состоит в обеспечении статической устойчивости при аварийных возмущениях в основной сети 500 кВ ОЭС Урала. Одним из основных блоков является блок расчета послеаварийных режимов, выполняющий следующие две функции:

1. Расчет послеаварийных потоков в ветвях схемы замещения, необходимых для блока анализа статической устойчивости.

2. Расчет коэффициентов чувствительности для послеаварийной схемы сети, необходимых для блока выбора управляющих воздействий.

Проведенные исследования позволили разработать программный модуль расчета послеаварийного установившегося режима в составе централизованной противоаварийной автоматики ОЭС Урала. На рис. 5 показаны, во-первых, ситуации, когда наступает необходимость в расчете послеаварийного режима, во-вторых, назначение полученных расчетов и, в-третьих, основные алгоритмические особенности ситуационных расчетов.

Три алгоритма представлены в блоках. Хотя алгоритм является смешанным (использует идеи алгоритмов и ), его следует рассматривать как самостоятельный.

Последовательно возникающие ситуации и работа алгоритмов следующие.

А. При возникновении небаланса мощности в узле схема сети не изменяется. Если располагать частными производными, то послеаварийные потоки мощности в ветвях могут быть найдены как

(11)

где – послеаварийный активный поток в ветви ; – доаварийный поток активной мощности; – аварийный небаланс в узле.

Допущение о линейности режима позволяет перейти от дифференциально-малых к конечным приращениям, т.е. осуществить замену:

При это приводит к, где – коэффициент наброса мощности на линию от узла в доаварийной схеме.

Решаемую систему можно записать в виде

, (12)

где Вi – вектор с нулевыми компонентами, за исключением -ой, равной единице; Xi– вектор-решение при -ой ненулевой компоненте в векторе правых частей.

Легко убедиться, что процедура решения (12) очень близка обращению матрицы, что говорит о значительных затратах времени на ее осуществление.

Для каждого узла, в котором возможен наброс мощности, формируется вектор коэффициентов, соответственно весь массив коэффициентов может быть представлен в следующем виде:

Конечный вид формулы для вычисления потоков в ветвях:

.

Б. При отключении линии с потоком послеаварийные потоки мощности в остальных ветвях могут быть определены следующим образом:

,

где – доаварийный поток активной мощности в отключаемой линии.

Перейдя к конечным приращениям и вычисляя потоки в линиях при единичном потоке в отключаемой ветви, можно получить так называемые коэффициенты отключения. При таких условиях коэффициенты равны приращениям потоков в линиях:

. (13)

С использованием коэффициентов отключения послеаварийные потоки определяются следующим образом:

. (14)

При вычислении коэффициентов отключения в онлайновую часть данные передаются через буфер в оперативной памяти, описываемой как

(15)

Коэффициенты чувствительности для послеаварийной схемы сети, необходимые для блока выбора управляющих воздействий, могут быть получены в ходе процедуры, аналогичной получению коэффициентов наброса для доаварийной схемы. Для этого необходимо откорректировать матрицу в левой части (12) и обратить ее.

Если принять за основу информацию о коэффициентах наброса для послеаварийной схемы при отключении с номером, то в соответствии с принципом наложения, справедливого для линейной схемы, поток мощности в послеаварийной режиме в некоторой линии можно вычислить как

, (16)

где – поток в доаварийном режиме (может быть зафиксирован по данным телеметрии); – потоки мощности в отключаемой линии в доаварийном режиме (могут быть известны также по телеметрии) соответственно со стороны узла и.

Учитывая, что приближенно, получаем:

. (17)

В. Наброс от узловой инъекции в послеаварийной схеме может быть интерпретирован как совмещение отключения ветви и небаланса мощности в узле. При этом последовательность возмущении для линейной цепи значения не имеет. В таком случае при отключении ветви после наброса мощности в узле согласно принципу суперпозиции приращение потока в ветви равно:

, (18)

где – приращение потока в ветви после наброса в узле.

В свою очередь последнее приращение равно:

. (19)

Соответственно, после подстановки (44) в (45) получаем

(20)

где – искомый коэффициент;.

Последняя формула позволяет эффективно вычислять коэффициенты для послеаварийной схемы, пользуясь коэффициентами наброса и отключения, полученными в доаварийной схеме. Основной объем вычислений связан с решением системы (12), выполняемом многократно при получении и для исходной схемы.

При обновлении телеметрической информации осуществляется только подстановка измеренных значений мощностей. На основании рассчитанных значений мощностей выполняется анализ статической устойчивости.

Таким образом, для большинства аварий расчет коэффициентов наброса для послеаварийного режима не проводится, что дает ощутимую экономию машинного времени.

Управление электропотреблением.

Опыт работы в традиционно сложных условиях прохождения осенне-зимних максимумов нагрузки и сохраняющаяся недостаточность развития энергосистемы по отношению к сложности режимов ее работы показывают, что управление спросом на электроэнергию становится важным и необходимым элементом в управлении режимом работы энергосистемы.

Все методы, управляющие спросом на электроэнергию можно подразделить на экономические и внеэкономические.

К экономическим методам относятся увеличение цен на энергию и мощность в периоды и в узлах высокого спроса; повышение платы за присоединение к сети в узлах высокого спроса; скидки для потребителей, снижающих мощность нагрузки.

Внеэкономические методы включают в себя административные ограничения и отключения потребителей сетевыми компаниями, повсеместно используемые в мировой практике для ликвидации и предотвращения аварийных режимов. Для точного понимания сути применяемых административных методов управления важно отметить, что основное различие между ограничениями и отключениями – темп принятия решений об их применении.

С помощью ограничений планируемый режим приводится к допустимым параметрам, т. е. исключается «запланированная» перегрузка энергооборудования. При этом Системный оператор обязан обеспечить допустимость любого из режимов, которые могут сложиться при возникновении нормативных возмущений – выходе из строя генераторов, линий или другого оборудования.

Для того чтобы обеспечить достаточную эффективность вводимых ограничений и минимизировать предпосылки возникновения необходимости применения отключений, требуется высокая координация, тщательное планирование и совместная проработка организационно-технических вопросов.

Чтобы снизить ущерб, наносимый потребителям отключениями, необходимы высокая четкость и согласованность действий всех участников, которые нарабатываются тренировками.

В современной рыночной системе отношений, очевидно, наибольший эффект дают методы управления, учитывающие экономические интересы потребителей. В соответствии с этим разработан механизм, который уже в ближайшее время позволит управлять спросом на электроэнергию на возмездной основе. Предлагаемая технология получила название – добровольное ограничение нагрузки.

Добровольное ограничение нагрузки предусматривает экономическое стимулирование снижения энергопотребления за счет выплаты потребителям за каждый непотребленный кВтч суммы, существенно превышающей стоимость электроэнергии на оптовом рынке. Источником средств для оплаты является оптовый рынок электроэнергии.

В добровольном ограничении нагрузки может участвовать любой конечный потребитель на договорной основе. При этом не имеет значения, включен ли данный потребитель в графики ограничений, формируемые административно. Если потребитель не желает участвовать в ограничениях за вознаграждение, то он остается участником графиков административных ограничений.

Режим ограничения нагрузки активируется по команде Системного оператора только в отношении конкретных часов и проблемных территорий. При возникновении необходимости в первую очередь ограничения вводятся для участников программы добровольного отключения нагрузки. Если из-за тяжести режима объема добровольного ограничения нагрузки недостаточно, ограничения вводятся уже для потребителей, участвующих в графиках ограничений, формируемых в административном порядке.

Таким образом, у потребителей есть выбор или в первоочередном порядке добровольно снизить потребление электроэнергии и получить за это весомое вознаграждение, или ограничить потребление в соответствии с административно установленным графиком во вторую очередь, после участников программы добровольного ограничения нагрузки, но при этом бесплатно.

Внедрение добровольного ограничения нагрузки повысит эффективность управления спросом, благодаря чему уменьшится объем административных ограничений и снизится вероятность применения отключений потребителей.

Выполненные диссертационные исследования позволяют сделать следующие теоретические и практические выводы и заключения:

1. В России создан рынок электроэнергии, состоящий из рынка долгосрочных контрактов, спотового рынка, балансирующего рынка, рынка системных услуг и рынка мощности. В работе предлагается модель балансирующего рынка, обеспечивающего минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией, оператором которого является Системный оператор. Разработана и предложена концепция рынка системных услуг, как неотъемлемой части новой, конкурентной модели рынка электроэнергии и мощности. При проведении аукционов электроэнергии обеспечен учет системных ограничений.

2. В работе определены стратегическая цель и миссия Системного оператора, появившиеся в результате реформирования электроэнергетической отрасли, а также приоритетные направления деятельности на ближайшую перспективу. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой и определены задачи их реинжиниринга, улучшающего показатели надежности ЕЭС.

3. Сформулированы задачи и цели электрического соединения ЕЭС/ОЭС и UCTE, которое позволит создать единую рыночную платформу на Евразийском континенте. Предложена структура проекта «Разработка ТЭО синхронного объединения энергосистем ЕЭС/ОЭС и UCTE».

4. Разработаны технические требования к создаваемой в ЕЭС/ОЭС Системе мониторинга переходных режимов, значительно повышающей уровень исследований динамических свойств ЕЭС/ОЭС. На базе СМПР проведены исследования низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС при технологических нарушениях и в нормальных режимах работы энергообъединения. Регулярный частотный анализ параметров режимов с помощью СМПР показывает, что низкочастотные колебания в диапазоне (0,1 – 2) Гц хорошо демпфируются и их амплитуды находятся в интервалах погрешности измерений.

5. Сформулированы требования к модели расчета и анализа установившихся режимов энергообъединения ЕЭС/ОЭС, ориентированные на задачи планирования и управления режимами в условиях конкурентного рынка электроэнергии, приведены технические характеристики расчетной модели ЕЭС/ОЭС.

6. Предложен подход к динамическому моделированию энергообъединения ЕЭС/ОЭС, заключающийся в создании базовой динамической модели, в которой представлены подробные модели систем регулирования основных элементов, определяющих динамическое поведение системы.

7. Разработана процедура верификации базовой динамической модели ЕЭС/ОЭС, основанная на результатах мониторинга динамического поведения энергообъединения с помощью СМПР и его моделирования.

8. Предложен иерархический подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы.

9. Разработан бизнес-процесс создания единого диспетчерского графика, обеспечивающий участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.

10. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели энергообъединения, имеющей ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющейся важнейшим этапом при формировании диспетчерского графика.

11. Предложен метод решения задачи оптимального планирования режимов, позволяющий определить оптимальный режим работы объектов, при котором достигалась бы максимальная эффективность при заданных критериях экономичности. Решена задача выбора состава работающего оборудования.

12. Сформулированы требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности, которое является одной из основных системных услуг, представляемых Системным оператором участникам параллельной работы энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Рассмотрена концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии, в которой впервые сформулированы требования к энергосистемам, входящим в ЕЭС/ОЭС в части первичного, вторичного и третичного регулирования частоты и мощности.

13. Разработана методика определения объемов и размещения резервов мощности в энергосистемах, входящих в состав синхронного объединения ЕЭС/ОЭС, установлен порядок расчета и размещения первичных и вторичных резервов активной мощности.

14. Предложен принцип и алгоритм централизованного противоаварийного управления, внедренный и успешно функционирующий в ЕЭС России.

15. Разработана технология добровольного ограничения нагрузки, которая предусматривает экономическое стимулирование снижения электропотребления.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих основных публикациях:

  1. Аюев Б. И. Применение метода главных компонент при расчете псевдоизмерений для задачи оценивания состояния / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. В. Липес // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. – Иркутск : Изд-во СЭИ СО АН СССР, 1982. – С. 95–104.
  2. Аюев Б. И. Комплекс программ для оперативного анализа стационарных режимов ОЭС Урала / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, В. Л. Прихно, П. А. Черненко // Тез. докл. науч.-техн. конф. по вопросам совершенствования диспетчерского управления объединенной энергосистемой Урала. – Свердловск, 1982. – С. 27–30.
  3. Аюев Б. И. Синтез системы моделей для задачи управления электрическими режимами ЭЭС / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. В. Липес // Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. – Новосибирск : Наука, 1985.
  4. Аюев Б. И. Опыт применения задачи оценивания состояния в оперативном управлении ОЭС Урала / Б. И. Аюев, Э. О. Зифферман, А. П. Копсяев // Электрические станции. – 1986. – № 9. – С. 40–43.
  5. Липес А. В. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала / А. В. Липес, Б. И. Аюев // Информационное обеспечение: Задачи реального времени в диспетчерском управлении. – Каунас : Изд-во Ин-та физ.-техн. проблем энергетики АН Литовской ССР, 1989. – С. 30–35.
  6. Аюев  Б. И. Алгоритмы управления аварийными режимами энергетических систем / Б. И. Аюев, В. В. Зубарев // Управление и автоматизация электроэнергетических систем : Межвуз. сб. науч. тр. – Новосибирск : Изд-во НЭТИ, 1991. – С. 83–90.
  7. Аюев Б. И. Система противоаварийного управления Уральской энергосистемой на ЭВМ ЕС1011 / Б. И. Аюев, Е. А. Мошкин, Б. И. Слодарж // Управляющие системы и машины / Ин-т кибернетики им. В. М. Глушкова. – Киев. – 1991. – № 4. – С. 120–129.
  8. Аюев Б. И. О проблеме стоимостной оценки реверсивных обменов мощностью и энергией между оптовым рынком и АО-энерго / Б. И. Аюев, В. Д. Ермоленко, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник ФЭК России. – 1998. – № 6. – С. 67–71.
  9. Аюев Б. И. Определение параметров радиальных узловых эквивалентов в ЦПА ОЭС Урала / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ–УПИ : Сб. тр. каф. «Автоматизированные электрические системы». – Екатеринбург : Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. – С. 207–211.
  10. Аюев Б. И. О маржинальном ценообразовании в электроэнергетике России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ : Сб. тр. каф. «Автоматизированные электрические системы». – Екатеринбург : Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. – С. 248–256.
  11. Аюев Б. И. Рынки генерации и их диспетчеризация как факторы инвестиционного климата в электроэнергетике / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник ФЭК России. – 2000. – № 7–12. – С. 80–87.
  12. Аюев Б. И. Реформа диспетчерского управления как фактор улучшения инвестиционного климата в электроэнергетике / Б. И. Аюев // Энергетик. – 2002. – № 12. – С. 4–5.
  13. Аюев Б. И. Иерархическая система расчета текущего режима Единой энергетической системы по данным телеизмерений / Б. И. Аюев, А. Т. Демчук, В. Л. Прихно // – 2002. – № 5. – С. 9–12.
  14. Аюев Б. И. Оптовый рынок электроэнергии и реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ–УПИ. – 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2004. – С. 16–19.
  15. Аюев Б. И. Системная надежность / Б. И. Аюев // Вестник УГТУ–УПИ. – 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2004. – С. 237–249.
  16. Аюев Б. И. Реализация миссии системного оператора ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Материалы докл. V Всероссийского совещания «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России», 10–12 ноября 2004 г. – Томск : Изд-во ЦНТИ, 2004. – С. 49–54.
  17. Аюев Б. И. Реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления в связи с запуском конкурентного сектора «5–15%» оптового рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Материалы междунар. науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». – Томск : Изд-во Томского гос. ун-та, 2004. – С. 27–30.
  18. Аюев Б. И. Планирование режимов энергосистем в целях обеспечения надежности / Б. И. Аюев // Труды второй междунар. науч.-техн. конф. «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» / Под ред. В. П. Горелова, Н. Н. Лизалека. – Новосибирск : Изд-во Новосиб. гос. акад. водн. трансп., 2004. – С. 7–9.
  19. Аюев Б. И. Принципы диспетчеризации электроэнергетики / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2004. – С. 13–15.
  20. Аюев Б. И. Формирование договорных обязательств и планирование диспетчерских графиков / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Электронное обозрение / Ин-т проблем моделирования в энергетике НАН Украины. – Киев. – 2004. – № 6. – С. 73–83.
  21. Аюев Б. И. Основные технологические задачи Системного оператора / Б. И. Аюев, Е. В. Машалов, В. Г. Неуймин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2004, № 12 (42) : Энергосистема: управление, качество, конкуренция : Сб. докл. II Всерос. науч.-техн. конф. / ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2004. – С. 27–30.
  22. Аюев Б. И. Выбор оптимального состава генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, В. Г. Неуймин, А. С. Александров // Материалы междунар. науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». – Томск : Изд-во Томского гос. ун-та, 2004. – С. 31–33.
  23. Аюев Б. И. Оптимизация состава генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Б. И. Аюев, В. Г. Неуймин, А. С. Александров // Труды второй междунар. науч.-техн. конф. «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» / Под ред. В. П. Горелова, Н. Н. Лизалека. – Новосибирск : Изд-во Новосиб. гос. акад. водн. трансп., 2004. – С. 10–12.
  24. Аюев Б. И. Оптимизация структуры диспетчерского управления / Б. И. Аюев, П.М. Ерохин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2005, № 12 (64): Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П. И. Бартоломей ; ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2005. – С. 9–14.
  25. Аюев Б. И. Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, В. Г. Неуймин, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2005, № 12 (64) : Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П.И. Бартоломей; ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ». – Екатеринбург, 2005. – С. 15-22.
  26. Аюев Б. И. Вариант реализации балансирующего рынка электроэнергии в России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н. Г. Шубин // Электротехнические комплексы и системы : Межвуз. науч. сб. – Уфа : УГАТУ, 2005. – С. 288–292.
  27. Аюев Б. И. Ценообразование на конкурентных рынках электроэнергии / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н. Г. Шубин // Электротехнические комплексы и системы: Межвуз. науч. сб. – Уфа : УГАТУ, 2005. – С. 208–211.
  28. Аюев Б. И. Организация рынка системных услуг в ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Н. Г. Шубин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа : Материалы второй науч.-практич. конф. / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. – Киев, 2005. – С. 16–20.
  29. Приоритетные направления деятельности ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» до 2008 года / Под общей ред. Б. И. Аюева. – М. : ОМЕГА-Л, 2005. – 128 с.
  30. Ayuyev B. I. The Software Complex of Optimal Power Flow Solution for United Power System of Russia in a Competitive Electricity Market / B. I. Ayuyev, P. M. Yerohin, V. G. Neuymin, E. V. Mashalov, N. G. Shubin // IEEE Power Tech Conference Proceedings (St. Petersburg, 27–30 June 2005). Paper № 696.
  31. Ayuyev B. I. Unit Commitment with Network Constraints / B. I. Ayuyev, P. M. Yerohin, V. G. Neuymin, N. G. Shubin, A. A. Alexandrov // IEEE Power Tech Conference Proceedings (St. Petersburg, 27–30 June 2005). Paper № 697.
  32. Аюев Б. И. Информационная система оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н. Г. Шубин // Вестник УГТУ–УПИ. – 2005, № 12 (64) : Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка / Отв. ред. П. И. Бартоломей ; ГОУ ВПО «УГТУ–УПИ». – Екатеринбург, 2005. – С. 29–31.
  33. Аюев Б. И. Принципы организации международной системы мониторинга переходных режимов / Б. И. Аюев // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. – Киев, 2006. – С. 7–11.
  34. Аюев Б. И. Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. – Киев, 2006. – С. 12–20.
  35. Ayuev B. International Scientific Conference & Exhibition ‘Monitoring of Power System Dynamic Performance’/ B. Ayuev, Y. Kulikov, M. Korolev // ELECTRA. – 2006. – № 228. – P. 18–26.
  36. Ayuev B. Wide Area Monitoring System of IPS/UPS: Application for Digital Model Validation / B. Ayuev, Y. Kulikov //// Third International Conference on Critical Infrastructures (Alexandria, VA, USA, 25–28 September 2006).

  37. Ayuev B. IPS/UPS Wide Area Measurement System / B. Ayuev, P. Erokhin, Y. Kulikov // CIGRE Session 41 (Paris, 27 August – 1 September 2006). Paper C2–211.
  38. Аюев Б. И. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС / Б. И. Аюев, П. М. Ерохин, Ю. А. Куликов // Технологии управления режимами энергосистем XXI века : Сб. докл. Всерос. науч.-практич. конф. (Новосибирск, 29-30 сентября 2006 г.) / Отв. ред. А. Г. Фишов. – Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2006. – С. 83–92.
  39. Аюев Б. И. Взаимосвязь задач планирования электроэнергетических режимов и проведения аукционов на конкурентных рынках электроэнергии / Б. И. Аюев, А. А. Багрянцев, Е. В. Машалов, В. Г. Неуймин // Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. – Киев, 2007. – С. 8–17.
  40. Аюев Б. И. Обеспечение операционных резервов на территории синхронной зоны Европы / Б. И. Аюев, К А. Никишин, П. М. Ерохин / Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа / Сб. науч. тр. Ин-та проблем моделирования в энергетике им. Г. Е. Пухова. Спец. выпуск. – Киев, 2007. – С. 18–27.
  41. Аюев Б. И. Рынки электроэнергии и их реализация в ЕЭС России / Б. И. Аюев. – Екатеринбург : УрО РАН, 2007. – 107 с.
  42. Ayuev B. PMU Application for UPS/IPS Dynamic Performance Monitoring and Study / B. Ayuev, P. Erokhine, Y. Kulikov // CIGRE Session 42 (Paris, 24–29 August 2008). Paper C2–101.
  43. Opadchiy F. Y. The Impact of the Capacity Market on Providing the Power System Reliability / F. Y. Opadchiy, A. M. Kataev, B. I. Ayuev // CIGRE Session 42 (Paris, 24–29 August 2008). Paper C5–304.
  44. Аюев Б. И. Концептуальные основы рынка мощности в ЕЭС России / Б. И. Аюев // Электрические станции. – 2008. – № 8. – С. 4–8.
  45. Аюев Б. И. Верификация цифровых моделей ЕЭС/ОЭС / Б. И. Аюев, А. С. Герасимов, А. Х. Есипович, Ю. А. Куликов // Электричество. – 2008. – № 5. – С. 2–7.
  46. Аюев Б. И. Анализ эффективности вычислительных моделей расчета установившихся режимов электрических систем / Б. И. Аюев, В. В. Давыдо, В. Г. Неуймин // Электричество. – 2008. – № 8. – С. 2–14.
  47. Аюев Б. И. Вычислительные модели потокораспределения в электрических системах / Б. И. Аюев, В. В. Давыдов, П. М. Ерохин, В. Г. Неуймин. – М. : Флинта: Наука, 2008. – 256 с.
  48. Аюев Б. И. Основы функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы / Б. И. Аюев. – Екатеринбург : УрО РАН, 2008. – 286 с.


Pages:     | 1 ||
 


Похожие работы:

«Тамбовский А лексей А лексеевич Разработка и исследование устройств, снижающих энергетические затраты при поддержании теплогидравлического режима тепловых сетей Специальность: 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Воронеж 2011 Работа выполнена в ГОУВПО Липецкий государственный технический университет Научный руководитель кандидат технических наук, доцент Губарев Василий Яковлевич Официальные...»

«РЫЖКИНА Александра Юрьевна АНАЛИЗ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО МАСЛОНАПОЛНЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ Специальность 05.14.12 – Техника высоких напряжений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новосибирск – 2012 Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Новосибирский государственный технический университет Научный...»

«ТРОФИМОВ Андрей Сергеевич РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ НАДЁЖНОСТИ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новосибирск – 2009 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Новосибирский государственный технический университет. Научный руководитель: доктор...»

«УДК 621.039.548.533, 621.039.548.535 АЛЕКСЕЕВ Евгений Евгеньевич Разработка методов расчета работоспособности твэлов ВВЭР в вероятностной и детерминистической постановке Специальность 05.14.03 – ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель...»

«Мамонов Андрей Михайлович РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ, ЭКОНОМИЧЕСКИХ И ЭКОЛОГИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМ ГЕНЕРИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ МАЛОЙ МОЩНОСТИ 05.14.01 – Энергетические системы и комплексы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Нижний Новгород 2006 Работа выполнена в Нижегородском государственном техническом университете на кафедре Электроэнергетика и электроснабжение. Научный руководитель: - доктор технических наук,...»

«Луконин Алексей Валерьевич Р елейная защита закрытых электроустановок напряжением 0,4-10 кВ с распознаванием повреждений, сопровождаемых электрической дугой Специальность 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новочеркасск 2009 г. Работа выполнена в ГОУ ВПО Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт) на кафедре Электрические...»

«Михеев Павел Александрович ПРОДОЛЬНОЕ И ПОПЕРЕЧНОЕ ТОКООГРАНИЧЕНИЕ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ С ПОМОЩЬЮ СВЕРХПРОВОДНИКОВЫХ УСТРОЙСТВ Специальность 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новосибирск - 2008 Работа...»

«БЕЛОГЛАЗОВ Алексей Владимирович Разработка адаптивных средств выявления неисправностей и стратегии обслуживания гидроагрегатов Специальность 05.14.02 – Электрические станции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Новосибирск – 2011 Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Новосибирский государственный технический университет...»

«КАСОБОВ Лоик Сафарович ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ НАРУШЕНИЙ УСТОЙЧИВОСТИ РЕЖИМА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПРЕОБЛАДАНИЕМ ГИДРОГЕНЕРАЦИИ (НА ПРИМЕРЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ТАДЖИКИСТАНА) Специальность 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук Новосибирск – 2009 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Новосибирский государственный технический университет...»

«АГЕЕВ Михаил Александрович ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМ И РАБОЧИХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМ ГЛУБОКОЙ ОЧИСТКИ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ПРИ МОДЕРНИЗАЦИИ ТВЕРДОТОПЛИВНЫХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК Специальность 05.14.04 – Промышленная теплоэнергетика Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Саратов – 2010 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Саратовский государственный технический университет Научный...»

«Губский Сергей Олегович КРАТКОСРОЧНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ В ОПЕРАЦИОННОЙ ЗОНЕ РЕГИОНАЛЬНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ С УЧЕТОМ ФАКТОРА ОСВЕЩЕННОСТИ Специальность 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новочеркасск – 2012 Работа выполнена в ФГБОУ ВПО Южно-Российского государственного технического университета (Новочеркасский политехнический институт) на кафедре...»

«Тутундаев Михаил Леонидович МОНИТОРИНГ ПОТЕРЬ И КОЛИЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НА ОСНОВЕ БАЛАНСОВЫХ ЗОН ПО ДАННЫМ АИИС КУЭ Специальность 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новосибирск – 2009 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Новосибирский государственный технический...»

«Алексеев Александр Вениаминович ИСПЫТАНИЯ В РЕАКТОРЕ МИР ТВЭЛОВ ВВЭР-1000 В РЕЖИМЕ АВАРИИ С ВВОДОМ ПОЛОЖИТЕЛЬНОЙ РЕАКТИВНОСТИ Специальность 05.14.03 – ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Димитровград – 2011г. Работа выполнена в открытом акционерном обществе Государственный научный центр - Научно-исследовательский институт атомных реакторов,...»

«УДК 662.997:537.22. ТЎРАЕВА ЎЛМАСОЙ ФАРМОНОВНА ЭФФЕКТИВНОСТЬ СОЛНЕЧНЫХ теплоэнергетических УСТАНОВОК С СЕЛЕКТИВНЫМИ ПРИЕМНИКАМИ ИЗЛУЧЕНИЯ 05.14.08 - Энергоустановки на основе возобновляемых видов энергии 05.14.05 - Теоретические основы теплотехники АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук...»

«МЯТЕЖ аЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕЧЕТКОЙ ЛОГИКИ Специальность 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новосибирск – 2009 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Новосибирский государственный технический университет Научный руководитель: доктор технических...»

«Смирнов Станислав Сергеевич ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭНЕРГИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АБСОРБЦИОННЫХ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новочеркасск, 2011 Работа выполнена на кафедре Теплогазоснабжение и экспертиза недвижимости федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования...»

«Тутундаева Дарья Викторовна МОНИТОРИНГ ДОПУСТИМОСТИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ Специальность 05.14.02 – Электрические станции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Новосибирск – 2011 Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Новосибирский государственный технический университет

«СКЛАДЧИКОВ Александр Александрович ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ И УПРАВЛЕНИЕ РИСКАМИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ НА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ Специальность 05.14.02 – Электрические станции и электроэнергетические системы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Чебоксары – 2012 Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Самарском государственном техническом...»

«ОСТАНИН Андрей Юрьевич МОДЕЛИ И МЕТОДЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Специальность 05.14.02 – Электрические станции и электроэнергетические системы Новосибирск – 2010 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Новосибирский государственный технический университет. Научный руководитель: доктор...»

«УДК 662.997:537.22. НУРМАТОВ ШАВКАТ РАСУЛМАТОВИЧ РАЗРАБОТКА однозеркальных солнечных высокотемпературных технологических установок и технологии СИНТЕЗА КАРБИДОВ 05.14.08 - Энергоустановки на основе возобновляемых видов энергии АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата...»






 
2014 www.avtoreferat.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.