Разработка мероприятий по повышению эффективности функционирования электроэнергетической системы Нигерии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Адегоке Оладипо Мелоди

• Адегоке Оладипо Мелоди
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Адегоке Оладипо Мелоди

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО ПОЛОЖЕНИЯ В ЭЭС

НИГЕРИИ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Общая характеристика ЭЭС Нигерии.

1.2 Потребление электроэнергии в ЭЭС Нигерии.

1.3 Качество электроэнергии в ЭЭС Нигерии.

1.4 Анализ нормальных режимов работы ЭЭС Нигерии на расчетных уровнях.

1.4.1 Общие положения.

1.4.2 Режим наибольших нагрузок.

1.5 Составление и анализ баланса мощностей.

1.5.1 Общие положения.

1.5.2 Баланс активной мощности.

1.5.3 Баланс реактивной мощности.

1.5.4 Анализ результатов составления баланса мощностей.

1.6 Выводы.

1.7 Постановка задачи исследования.

1.8 Упрощение исходной схемы системы.

1.9 Баланс мощностей упрощенной схемы ЭСС Нигерии после введения дополнительных ИРМ.

ГЛАВА 2. ДОЛГОСРОЧНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РОСТА НАГРУЗКИ В ЭЭС НИГЕРИИ (ДО 2018 г).

2.1 Общие положения.

2.2 Выбор формы кривой (тренда) роста нагрузки.

2.3 Анализ перспективного прогноза нагрузки на 15 лет (до 2018г.).

2.3.1 Анализ для общей схемы ЭЭС Нигерии.

2.3.2 Исследование нормального установившегося режима на уровне 2018г по упрощенной схеме - для западной части системы

2.4 Исследование достаточности существующего резерва активной мощности при прогнозируемом приросте нагрузки.

2.5 Учет износа существующего оборудования генерации.

2.6 Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ЭЭС НИГЕРИИ.

3.1 Общие положения.

3.1.1 Способы улучшения пропускной способности сети высшего напряжения.

3.1.2 Обеспечение пропускной способности ЭЭС для западной части Нигерии.

3.2 Разгрузка перегруженных линий ЭЭС Нигерии.

3.2.1 Разгрузка линий введением дополнительных ИРМ.

3.2.2 Разгрузка линий сооружением новых параллельных линий.

3.2.3 Анализ результатов расчета.

3.2.4 Исследование загрузок разгружаемых линий 132 кВ при их переводе на напряжение 220 кВ.

3.2.5 Исследование эффекта сооружения других ЦП (подстанций 330/132 кВ) на нагрузку перегруженных линий.

3.2.6 Определение времени ввода новых линий до 2018г.

3.3 Мероприятия по увеличению пропускной способности понижающих подстанций 330 кВ ЭЭС Нигерии до 2018г.

3.4 Исследование пропускной способности сети в послеаварийном режиме ЭЭС Нигерии.

3.5. Разработка мероприятия по разгрузке перегруженной линии 330 кВ

Л39-85 после отключения Л 83-85.

3.6 Выводы по третьей главе.

3.7 Резюме рекомендаций по увеличению пропускной способности питающей сети ЭЭС Нигерии до 2018г.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ АПЕРИОДИЧЕСКОЙ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ (АСУ) ЭЭС НИГЕРИИ.

4.1 Общие положения.

4.2 Исследование апериодической статической устойчивости существующей ЭЭС Нигерии после установки дополнительных ИРМ.

4.2.1 Утяжеление нормального режима ЭЭС Нигерии на уровне

2003г.

4.2.2 Исследование предельных перетоков мощности по л83-85 и Л39-85 ЭЭС Нигерии на уровне 2003 г.

4.3 Оценка апериодической статической устойчивости ЭЭС Нигерии при внедрении дополнительных мероприятий по усилению сети.

4.4 Выводы по четвертой главе.

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО РАЗВИТИЮ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НИГЕРИИ НА ПЕРИОД ДО 2018 ГОДА.

5.1 Развитие генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии.

5.1.1 Оценка дефицитов или избытков мощностей регионов (Рдеф/избл) ЭЭС Нигерии на уровнях на период до 2018 г на базе существующих генерирующих мощностей системы с учетом износа оборудования.

5.1.2 Запасы энергоресурсов и их распределение по регионам ЭЭС Нигерии.

5.1.3 Оценка сроков достаточности невозобновляемых энергоресурсов в зависимости от средней генерируемой мощности системы.

5.1.4 Анализ результатов оценок энергоресурсов.

5.1.5 Рекомендации по повышению генерирующей мощности ЭЭС Нигерии и выбору мощностей единичных генераторов.

5.1.6 Оценка срока ввода и вывода, реконструкции и сооружения новых источников питания (ЭС).

5.1.7 О возможностях и целесообразности сооружения ТЭС (с ПГТ/ГТУ) в дефицитных по топливу регионах.

5.1.8 Рекомендации по развитию генерирующих мощностей ЭЭС

Нигерии до 2018г.

5.2 Развитие основной сети ЭЭС Нигерии.

5.2.1 общие положения.

5.2.2 Оценка экономичной работы существующих системообразующих связей 330 кВ по напряжению и сечению, на период до 2018г.

5.2.3 Исследование перевода системообразующих линий 330 кВ на следующую ступень напряжения - 500 кВ.

5.2.3.1 Расчетные характеристики ЛЭП 500 кВ.

5.2.3.2 Исследование нормального режима при полном переводе всех линий 330 кВ на 500 кВ на уровне

2003 г.

5.2.3.3 Исследование установившихся режимов на уровне

2018г.

5.2.3.4 Оценка выгодности сечения проводов 3x350 мм2 системообразующих связей 500 кВ по параметру j3K.

5.2.4 Анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС, когда системообразующие ЛЭП сооружены на напряжении

330 кВ.

5.2.5 Анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС, когда системообразующие ЛЭП сооружены на напряжении

500 кВ.

5.2.6 Общий анализ перетоков активной мощности между регионами ЭЭС Нигерии, когда системообразующие связи исполнены номинальными напряжениями ЗООкВ и 500кВ.

5.2.7 Исследование перетоков мощности в системообразующих ЛЭП 500 кВ при дефиците мощности в регионе Лагоса, обусловленным аварийным отключением блоков генераторов на уровне 2018г.

5.2.8 Оценка достаточности пропускной способности системообразующих связей 330 кВ в случае обеспечения балансовой установленной мощности системы развитием ТЭС региона Энугу.

5.2.9 Рекомендации по повышению надежности основной сети ЭЭС Нигерии в целом при разработке мер по увеличению её пропускной способности.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка мероприятий по повышению эффективности функционирования электроэнергетической системы Нигерии»

Краткие сведения о Нигерии. Федеративная Республика Нигерия -государство в Западной Африке. Граничит с Нигером, Бенином, Камеруном, Республикой Чад. Площадь 923,8 тыс. км2. Крупнейшая страна Африки по численности населения (133,88 млн. человек, 2003 г). Плотность населения 144,9 чел./км . Городское население 39%. Столица Абуджа. Главный город и фактическая столица — Лагос, другие крупные города: Кано, Ибадан, Кадуна, Порт-Харткорт. Административно-территориальное деление — 30 штатов и 1 федеральная территория Абуджа.

Этнический состав: свыше 250 народностей и групп, наиболее многочисленные: фулани и хауса 29%, йоруба 21%, ибо 18%, иджо 10%, ибибио 3,5%, тив 2,5%, бини и др. Около 50% верующих — мусульмане, 40% — христиане (в основном протестанты), 10% - придерживаются традиционных верований. Государственный язык — английский. С юга страна омывается Гвинейским заливом, на северо-востоке выходит к берегам озера Чад. Река Нигер с притоком Бенуэ как бы делит территорию страны на две части: к югу от их долин большая часть территории занята Приморской равниной, к северу простираются невысокие плоскогорья. Приморская равнина образована наносами рек и тянется на сотни километров с запада на восток. К северу местность постепенно повышается и переходит в ступенчатые плато (Иоруба, Уди, Джое и др.) с высотами в центральной части до 2042 м (пик Фогель на плато Шебши) и многочисленными скалами. На северо-западе плато переходят в равнину Сокото (бассейн одноименной реки), а на северо-востоке — в равнину Борну [7].

Климат на всей территории Нигерии экваториальный, муссонный. Дождливый сезон - с апреля по октябрь, температура редко превышает 32°С. Влажность очень высока. Наибольшее количество осадков (до 4000 мм в год) выпадает в дельте, на крайнем северо-востоке — всего 500 мм. Сухой сезон — с ноября до марта, температура часто превышает 38-40°С. Самый сухой период — зима, когда с северо-востока дует ветер харматтан, приносящий дневной зной и резкие суточные перепады температур. Для Нигерии характерны и саванны и тропические леса.

Экономика Нигерии базируется на нефтедобывающей промышленности и сельском хозяйстве. Несмотря на то, что страна находится на 13-м месте в мире по объемам добычи нефти, ее ВНП на душу населения составляет 310 долл. (1999). Сельское хозяйство дает до двух пятых ВВП и в нем занято до 50% экономически активного населения. Какао, каучук и ядра пальмового ореха — единственные экспортные культуры. Собственное производство недостаточно для быстро растущего населения (2,5% в год) и Нигерия является импортером продовольствия, особенно зерна. Страна располагает необходимым потенциалом для развития лесной промышленности, восьмая часть страны покрыта лесами. Обрабатывающая промышленность мелкосерийная. Функционируют сборочные линии завода «Пежо». При помощи СССР был построен металлургический комбинат в Аджаокуте, который в настоящее время не функционирует. Денежная единица — найра ($0,008). Национальный праздник — 1 октября (День независимости).

Состояние ЭЭС Нигерии сегодня. Административно-хозяйственным управлением, отвечающим за производство, передачу и распределение электроэнергии в Нигерии является National Electric Power Authority (NEPA). «NEPA» создано в 1972 г и принадлежит правительству Нигерии полностью. Попытки приватизировать некоторые секторы ЭЭС Нигерии были не успешны из-за общественного сопротивления, неуверенности в целесообразности такого решения правительства и не состоялись.

В настоящее время установленная мощность в ЭЭС Нигерии составляет 6,2 ГВт (3 ГЭС с суммарной установленной мощностью 1,94 ГВт и 4 ТЭС с 4,3 ГВт на природном газе.). Установленная мощность достаточна для покрытия нагрузки и обеспечения резерва на уровнях 20032005гг, но не удается на практике покрыть совмещенный максимум (4,93 ГВт), что свидетельствует о недостаточной пропускной способности сети и снижения располагаемой мощности генерирующих установок (ГУ). После 91-ого года не было увеличения генерирующей мощности, адекватной росту нагрузки ЭЭС страны. Развитие системы отставало от роста нагрузки. Средний ежегодный рост нагрузки за 30 лет составил 94 МВт. Вследствие этого сеть потеряла способность передать больше 2,5 ГВт [NEPA технический отчет, 2000г] потребителям, и огромное количество промышленных, коммерческих и жилых учреждений вынуждено перешло на автономную генерацию электроэнергии дизельными генераторами. Поэтому рост потребления электроэнергии в настоящее время обусловлен развитием малого бизнеса, торговли, сферы услуг и быта, и его следует считать умеренным.

Однако режим электроснабжения осуществляется при отключении потребителей, что не удовлетворяет потребителей любой категории. Таким образом, состояние ЭЭС Нигерии сегодня — большее препятствие развитию страны. Поэтому любое исследование, направленное на разработку мероприятий по увеличению надежности и пропускной способности сети, удовлетворяющей всем требованиям ЭЭС Нигерии актуально. Необходимым, что, очевидно, является долгосрочное прогнозирование роста нагрузки системы.

В связи с тем, что в 90-ых годах не было введено новых генерирующих мощностей, возникает необходимость исследования рабочего срока существующих ГУ и возможности их увеличения.

Решением данной проблемы могут оказаться следующие мероприятия: компенсация реактивной мощности сети; увеличение сечения проводов; сооружение новых линий; замена трансформаторов и AT; перевод сети на высшее напряжение. Цели работы следующее: анализ существующего состояния ЭЭС Нигерии, выявление проблем, препятствующих ее нормальному функционированию; прогноз перспективного прироста электропотребления и развития генерирующей мощности системы до 2018г; разработка мероприятий по увеличению пропускной способности сети ЭЭС; исследование апериодической статической устойчивости (АСУ) ЭЭС; разработка рекомендации по развитию основной сети и генерирующей мощности ЭЭС Нигерии.

Методы исследования.

Исследование проведено с применением ЭВМ. В работе использовались следующие методы: методы математического моделирования ЭЭС; методы расчета установившихся режимов и статической устойчивости сложных энергосистем; экстраполяционные методы теории прогнозирования; сопоставительные анализы эффективности средств и способов развития, основывающиеся на теоретических сведениях; метод многокритериального планирования эксперимента. Научная новизна.

Проанализированы нормальные и послеаварийные установившиеся режимы ЭЭС Нигерии на уровнях 2003, 2008, 2013 и 2018 годов и предложены мероприятия по обеспечению пропускной способности основной сети.

Выполнено прогнозирование роста электропотребления в Нигерии с 2003 до 2018г.

Проанализирована экономичность работы системообразующей сети по напряжению и сечению проводов. Определены наивыгоднейшие напряжения и сечения проводов при перспективном росте нагрузки до 2018 года.

Выполнена оценка целесообразности использования сети 500 кВ в ЭЭС Нигерии.

Впервые проведен мониторинг сроков ввода и вывода генераторов ЭС ЭЭС Нигерии и исследованы перспективы развития её установленной мощности.

Получена оценка достаточности резервов энергоресурсов Нигерии для дальнейшего развития её энергетики в зависимости от средней потребляемой мощности ЭЭС.

Получена оценка влияния на допустимую нагрузку линий ЭЭС Нигерии нагрева проводов солнечной радиацией.

Практическая ценность работы. Применяемая методика прогнозирования, разработки мероприятий по развитию сети и генерирующей мощности позволяют получить прогнозные оценки будущих режимов для ЭЭС Нигерии, России и развивающихся стран, имеющих сходную тенденцию потребления ЭЭ и развития.

Апробация результатов работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на 10-й и 11-й международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов, МЭИ, Москва, в 2004 и 2005гг, а также опубликованы в журнале «Вестник МЭИ» 2005. № 2.

Объем и состав работы. Диссертация изложена на 273 страницах, в том числе 136 основного текста (введение, пять глав, заключение), 37 рисунков, 64 таблиц, список использованной литературы из 111 наименований и 6 приложений на 121 страницах. Объем основных расчетов — 76: нормальных и послеаварийных режимов - 54 (из них только 14 выборочных расчетов представленных в упомянутых выше приложениях), других — 22. Исходная схема замещения ЭЭС насчитывает 150 узлов и 171 ветвей. Консультантом первой по третьей главе является доц. Гремяков А. А.

В первой главе «Анализ существующего положения в ЭЭС Нигерии и постановка задачи исследования» приводятся характеристики элементов, графики электропотребления ЭЭС Нигерии и дан анализ результатов исследования установившихся режимов на расчетном уровне, вследствие которых постановлены дополнительные задачи исследования. Во второй главе «Долгосрочное прогнозирование роста нагрузки и развития генерирующей мощности в ЭЭС Нигерии на период до 2018 г» на основе ретроспективных статистических данных выполнен прогноз электропотребления в ЭЭС Нигерии до 2018г. Исследуются режимы, состояния элементов и требуемой генерирующей мощности системы на уровнях прогнозов.

В третьей главе « Разработка мероприятий по увеличению пропускной способности электрической сети ЭЭС Нигерии» проводится исследование целесообразных мер по обеспечению по условиям надежности требуемой пропускной способности сети, и определение времен их внедрения в ЭЭС Нигерии.

В четвертой главе «Исследование апериодической статической устойчивости ЭЭС Нигерии» выполняется оценка статической устойчивости ЭЭС Нигерии нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов до и после внедрения мер по обеспечению пропускной способности, разработанных в третьей главе, а также предельных мощностей системообразующих связей. Запасы устойчивости проверяются по нормативным значениям.

В пятой главе «Разработка рекомендаций по развитию электроэнергетики Нигерии на период до 2018 г» выполняются оценки энергоресурсов Нигерии и определяются дефицитные регионы по активной мощности в ЭЭС с 2003 по 2018г. Разработаны рекомендации путей и направлений развития генерирующих мощностей и основной сети ЭЭС Нигерии на период до 2018г.

В заключении сформулированы выводы и предложения по результатам проведенных исследований.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Адегоке Оладипо Мелоди

4.4 Выводы по четвертой главе Проанализировав результатов расчетов АСУ ЭЭС Нигерии можно сделать следующие выводы:

1) ЭЭС Нигерии, до внедрения рекомендованных (в третьей главе) мероприятий по увеличению пропускной способности, обладает достаточным запасом АСУ (это обусловлено предварительным введением дополнительных ИРМ. См. главу 1).

2) Существуют достаточные запасы пропускных способностей ЛЭП по устойчивости в рассматриваемом сечении самой тяжелой траектории утяжеления (Дельта ТЭС - БУ). При необходимости разгружать ТЭС Эгбин Лагоса на 33% примерно (соответствует выводу 2 ГУ) можно увеличить выдаваемую мощность на Дельте ТЭС до 1321 МВт и при этом обеспечивается нормативный коэффициент запаса АСУ системы.

3) Внедрение мероприятий по усилению сети только увеличивает пропускную способность линий и системы в целом по условию АСУ. Следовательно, рекомендованные меры по обеспечению пропускной способности по нагреву удовлетворяют нормативным требованиям по АСУ.

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НИГЕРИИ НА ПЕРИОД ДО 2018 ГОДА

5.1 Развитие генерирующих мощностей ЭЭС Нигерии 5.1.1 Оценка дефицитов или избытков мощностей регионов (Рдеф/нзб.|) ЭЭС Нигерии на уровнях на период до 2018 г на базе существующих генерирующих мощностей регионов системы с учетом износа оборудования.

Определяется достаточность генерирующих мощностей (PycT.i) ЭЭС Нигерии по величине Рдеф/Изб.1 каждого региона на уровнях 2003, 2008, 2013 и 2018 г на основе результатов прогноза прироста нагрузки (гл.2), значений существующих генерирующих мощностей региона (PycT.(0).i) с учетом суммарной мощности выработавших свои ресурсы генерирующих установок (ГУ) (Русг. H3Hoc.(t).i)» оперативного резерва (Роп.рез.(ол) и собственных нужд ЭС региона (PCH.3c(t).i) в год t. Рдеф/Изб(1)л определяется по уравнению:

Рдеф/изб0).1 — Руст.(0)Л " Pycr.H3H0c.(t).i ~ Pn.(t).i ~ Pon.pe3.(t).i ~ PcH.3c(t).i (5.1)

Полученные результаты представлены в таблице 5.1 и графически на рис. 5.1 (избытка - «+», дефицит - «-»). РСН£эс = 4% РуСТ£, Р0п.рез.= 15,2% Руст1.(см. таблицу 1.2 и подраздел 2.5). РСН£эс + Роп.рез ~ 25% суммарной эквивалентной нагрузки системы (Рнх).

Анализ результатов по графикам рис.3 показывает, что: регионы Энугу и Кадуны избыточные, а остальные - дефицитные на уровне 2003 г; В общем, вся система дефицитная; в период с 2003-2008 г общий дефицит возрастает до 2,9 ГВт; до 2018 г - 8,6 ГВт. Средний темп прироста дефицита составляет 573 МВт в год. Для обеспечения баланса мощности системы, необходимо отключать 19% мощности потребителей на уровне 2003г и 58% — на уровне 2008г. Положение чрезвычайно.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Адегоке Оладипо Мелоди, 2005 год

1. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 1996.

2. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 1997.

3. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 1998.

4. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 1999.

5. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 2000.

6. National Control Center Osogbo, Nigeria. Generation and Transmissions Operations (Annual Technical Report), 2002.

7. Нигерия // Большая энциклопедия Киррила и Мефодия 2004.

8. Developing power and energy projects in Delta State. By Tom O. Amioku (Honorable commissioner of power and energy, Delta State of Nigeria), A paper presented at the З"' world energy summit and exhibition at Lagos. 2002.

9. News and Information: NEPA News // official Web Site of the National Electric Power Authority (NEPA) Nigeria: nepanigeria.org. ©nepa 2001.

10. Infrastructure: Generation stations // official Web Site of the National Electric Power Authority (NEPA) Nigeria: nepanigeria.org. ©nepa 2001.

11. Infrastructure: Transmission Network // official Web Site of the National Electric Power Authority (NEPA) Nigeria: nepanigeria.org. ©nepa 2001.

12. Infrastructure: Communication Network // official Web Site of the National Electric Power Authority (NEPA) Nigeria: nepanigeria.org. ©nepa 2001.

13. Нигерийская энергетическая комиссия. 1998г.

14. Электрические системы. Электрический сети:/ Под ред. В,А, Веникова, В.А.Сроева.-М.:Высщая школа, 1998.

15. Справочник по проектированию развития электроэнергетических систем. / Под ред. С,С, Рокотяна и И,М Шапиро.- 3-е издание., перераб. И доп. М.: Энергоатомиздат, 1985.

16. Картащев И.И. Качество электроэнергии в системах электроснабжения. Способы его контроля и обеспечения. М.: Изд-во МЭИ, 2001.

17. Электротехнический справочник: в 4 т. Т.З. Производство, передача и распределение электроэнергии./ Под ред. Герасимова и др.-8-е изд.,-М.: Издательство МЭИ

18. Автоматизация диспертческого управления в энергетике./ Под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семенова .М: Изд-во МЭИ, 2000.

19. Венцель Е.С. Теория вероятностей : Учеб. Для вузов. — 7-е изд. Стер. — М.: Высш. Шк., 2001.

20. Чертикин Е. М. Статистические методы прогнозирования. Изд. 2-е, перераб. И доп. М., «Статистика», 1977.

21. Уорсинг А., Геффнер Дж. Методы обработки экспериментальных данных. Перевод с англ. - М.: Издательство иностранной литературы, 1953.

22. Линник Ю. В. Метод наименьших квадратов и основы теории обработки наблюдений. - М.: Физматгиз, 1962.

23. Астахов Ю. Н. И др. прогнозирование развития сложных систем. — М.: изд. МЭИ, 1985.

24. Веников В. А., Солдаткина Л. А., и др. Особенности прогнозирования при анализе развития электроэнергетических систем. — М.: высшая школа, 1977.

25. Веников В. А. Теория подобия и моделирования. 2-е изд. — М. Высшая школа, 1976.

26. Электрические системы. Математические задачи электроэнергетики:/ Под ред. В.А. Веникова - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. Школа, 1981.

27. Горбунова Л. М., Мортной М. Г., Рабинович Р. С , Совалов А., Экспериментальные исследования режимов энергосистем. - М .: Энергоатомиздат, 1985.

28. Окин А. А., Семенов В. А. Противоаварийное управление в ЕЭС России / Под ред. А. Ф. Дьячкова. - М.: Издательство МЭИ, 1996. -156 с : ил. - ( Серия «Электроэнергетика. Подготовка персонала»).

29. Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы: Сб. научн. тр. / Под ред. И. В. Якимца, М. Ш. Мисриханова, В. А. Шуина. - М.: Энергоатомиздат, 2002. - 520 с.

30. Волков Э. П., Баринов В. А., Маневич А. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. - М.: энергоатомиздат, 2001. -432 с., ил. 18.

31. Поспелов Г. Е., Нгуен Бак Фук. Взгляд на прогнозирование развития электроэнергетики в развываюшихся странах // изв. вузов -Энергетика, 1999, № 6 С 9 - 14.

32. Анисимова Н.Д., Шелухина Т.И. Исследование статической устойчивости предельных по мощности режимов электрических систем.// Иэв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973, IST 1, с. 54-65.

33. Веников В.А., Строев В.А., Идельчик В.И., Тарасов В.И. Оценка статической устойчивости электрических систем на основе решения уравнений установившегося режима.// Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1971, № 5, с. 54-65.

34. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высш. Шк., 1978.415 с.

35. Строев В.А., Филиппова Н.Г., Шелухина Т.И. Расчеты на ПЭВМ переходных режимов сложных регулируемых электроэнергетических систем. М.: Издательство МЭИ, 1998.

36. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высш. Шк., 1985.

37. Шелухина Т.И. Расчёты на ЭВМ нормальных и предельных по мощности установившихся режимов сложных энергосистем. М.: Издательство МЭИ, 1989.

38. Мельников Н. А. и др. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330-500 кВ. Под общ. Ред. Рокотяна. Изд. 2-е, перераб. И доп. М., «Энергия », 1974.

39. Лаврентьев В.М., Седунов В.Н., Шевченко А. Т. Основы формирования объединений электроэнергетических систем - М.: Энергоатомиздат, 19998,144с.

40. Lotufo А. D. Р., Minussi R. Electric Power Systems Load Forecasting: A Survey. Paper BPT99-028-25 accepted for presentation at the IEEE Power Tech '99 Conference, Budapest, Hungary, Aug 29 Sept 2, 1999.

41. Обоскалов В. П. Вероятностное эквивалентирование в задачах надежности электроэнергетических систем. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Новосибирск 1999.

42. Никитин О. ЛЭП 500 кВ - непростая линия. Ежемесячная газета «Энергия ». Спецвыпуск, ноябрь 1998г.

43. Зуев Э. Н. Определение экономической плотности тока на базе критерия минимума дисконтированных затрат // вестник МЭИ. 2000. №3 .0 . 59 -61 .

44. Назмеев Ю. Г. Лавыгин В. М. Теплообменные аппараты ТЭС. Учеб. пособие для ВУЗов. — М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с : 117 ил.

45. Быстрийский Г. Ф. Основы энергетики: учебник. - М.: ИНФРА - М, 2005. — (Высшее образование).

46. Веников В.А. и др. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах / В.А. Веников, В. И. Идельчик, М. Лисеев, - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 216 с , ил.

47. Веников В. Д., Журавлев В. Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. 2-е издание, Москва Энергоатомиздат 1990

48. Железко Ю. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. - М.: Энергоатомиздат, 1981.

49. Перспективы развития электроэнергетики стран ближнего Востока и Африки // Мировая электроэнергетика. 1996. № 1. 11 — 13.

50. Васильев В. А., Баринов В. А. Перспективы развития Тюменской энергосистемы // Электрические станции. 2001. № 3. 2 - 11.

51. Макензи Джейсон. Проблемы повышения мощности электростанций //Мировая электроэнергетика. 1996. № 1. 14— 18.

52. Юнтке Альфред. Интегрирование система байпасов высокого и низкого давления улучшает работу в циклическом режиме// Мировая электроэнергетика. 1996. № 1. 24 - 26.

53. Слотер Эндрю. Перспективы развития газовой теплоэнергетики // Мировая электроэнергетика. 1996. № 1. 38 — 40.

54. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций: учебное пособие / В. Цанев, В. Д. Буров, Н. Дорофеев и др.; под ред. В. В. Чижова. — М.: Издательство МЭИ, 2000. - 72 с.

55. Гидроэнергетика/ В. И. Обрезков, Н. К. Малинин, Л. А. Кароль и др.; Под ред. В. И. Обрпезкова. М.: Энергоиздат, 1981.

56. Старшинов В. А., Пойдо А. И., Пираторов М. В. Электрическая часть гидроэлектростанций: Учебное пособие. — М.: издательство МЭИ, 2003.-160с.

57. Технико-экономические характеристики малой гидроэнергетики (справочные материалы): Методическое пособие/ В. И. Виссарионов, Н. К. Малинин, Г. В. Дерюгина и др. — М.: Издательство МЭИ, 2001. -120 с.

58. Гидроэнергетика: учебник для вузов / А. Ю. Александровский, М. И. Кнеллер, Д. Н. Коробова и др. ; Под ред. В. И. Обрезкова. - 2-е изд., перераб, и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1988. -512 с : ил.

59. Кучеров Ю. И., Купченко В. А., Демкин В. В. О ресурсе энергетических объектов // Электрические станции. 2001. №11. 9 — 22.

60. Ремезов А. Н., Хоменок Л. А., Куличихин В. В. Предложение по реконструкции энергоблока 1200 МВт с целью совершенствования его характеристик и продления ресурса работы // Электрические станции. 2001.№11.С.22-27.

61. Цанев В., Буров В. д., Зауер А. Повышение экономичности энергетических установок электростанций // Электрические станции. 2001.№12.С.2-7.

62. Дьяков А. Ф., Попырин Л. С, Фаворский О. Н. Перспективные направления применения газотурбинных установок в энергетике России. - Теплотехника, 1997, № 2 .

63. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.

64. Штромберг Ю. Ю., Понасечкин А., Копсов А. Я. Повреждаемость теплоэнергетических блоков мощностью 300 МВт // Электрические станции. 2000. № 3. 16 - 18.

65. Канцедалов В. Г., Берлявский Г. П., Зепко В. Ф., Поливанов В. И. Новые аспекты в теории и практике надежности энергооборудования ТЭС, вырабатывающего физический ресурс // Электрические станции. 2000.№З.С.5-15.

66. Кощеев Л. А., Шлайфштеин В. А. Область рационального применения линий электропередачи высших классов напряжения переменного и постоянного тока в ЕЭС России // Электрические станции. 2001. №11. 32-40.

67. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986.

68. Правило устройства электроустановок/ Минтопэнерго РФ. - б.е изд. М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.

69. Дьяков А. Ф., Окин А. А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообъединениями. М.: изд-во МЭИ, 1996.

70. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — 4-с изд. М.: Энергоатомиздат, 1989.

71. Электрическая часть станций и подстанций/ под ред. А. А. Васильева. -2-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1990.

72. Rao S., Parulecar В. В. Energy Technology. Nonconventional, Renewable and conventional. — З*^*^ edition Delhi: Khanna publishers, 1999. Reprinted 2002.

73. Weedy B. M. Electric Power systems. — З*^** edition Rev. John Wiley and Sons Ltd, 1987.

74. William D. Stephenson jr. Elements of Power System Analysis. - 10 ed. McGraw-Hill Elecnrical Engr. series pp 193-203.

75. Веников В. A., Рыжов Ю. П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока: Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1985.

76. Дальние электропередачи в примерах / под ред. Ю. П. Рыжова. М.: Изд-во МЭИ, 1994.

77. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях / Под ред. В. А. Строева. М.: Высшая школа, 1999.

78. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. - М.: Высш. Шк., 1970. - 472 с.

79. Куликов Ю. А. Переходные процессы в электрических системах: Учеб. Пособие. — Новосибирск: НГТУ, М.: Мир: ООО «Издательство ACT», 2003.-283 с.

80. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989.

81. Дальние электропередачи в примерах. Г. К. Зарудский, Е. В.. Путятин, Ю. П. Рыжова. - М.: Изд-во МЭИ, 19994. - 88 с.

82. Воропай Н. И., Труфанов В. В., Селифанов В. В., Шевелева Г. И. К анализу эффективности единой электроэнергетической системы России // Электричество. 2000. № 5. 2 - 9.

83. Александров Г. И. Передача электрической энергии на дальние расстояния // Электричество. 2000. № 5. 8 - 15.

84. Эквивалентирование электрических систем. Старошук Л. В. / Под ред. А. А. Унарокова. - М.: МЭИ, 1987. - 44 с.

85. Кибернетические модели электрических систем: учеб. Пособие для вузов. / В. А. Веников, О. А. Суханов - М.: Энергоиздат, 1982. - 328с.

86. Гусейнов Ф. Г. упрощение электрических систем при расчетах. — М.: Энергия, 1978.-242 с.

87. Гамм А. 3. Развитие методов анализа установившихся режимов электроэнергетических систем в институте систем энергетики им. Л. А. Мелентьева // Электричество. 2000. № 11. 10 - 16.

88. Гамм А. 3., Голуб И. И. Наблюдаемость электроэнергетических систем. -М. : наука, 1990.

89. Потребич А. А. Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем // Электрические станции. 2001. № 5. 34 - 36.

90. Железко Ю. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989.

91. Сапожников Ф. В. Опыт строительства тепловых электростанций и предложения по развитию теплоэнергетики // Электрические станции. 2002.№11.С.7-10.

92. Салихов А. А., Фаткуллин Р. М. Экологические аспекты внедрения газотурбинных технологий в Башкирэнерго // Электрические станции. 2002.№7.С.15-19.

93. Чемоданов В. И. Бобылева И. В., Челнокова Н. Г., Соколова Н. Ю. Развитие генерирующих мощностей ЕЭС России и условия топливообеспечения электростанций в период до 2020 г. // Электрические станции. 2002. № 6. 38 - 46.

94. Глазунов А. А., Гремяков А. А., Строев В. А. Оптимизация распределения реактивной мощности в электрических сетях системы электроснабжения. М: изд. МЭИ, 1985.

95. Оценка статистической устойчивости электрических систем на основе решения уравнений установившегося режима / В. А. Веников, В. А. Строев, В. И. Идельчик, В. И. Тарасов // изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1971. № 5. 18 - 23.

96. Вольфберг Д.Б. Современное состояние и перспективы развития энергетики мира // Теплоэнергетика, 1999. № 8. 5-12.

97. Мелоди А.О, Гремяков А.А. Проблемы развития электроэнергетики Нигерии до 2020г. X Межд. научно-техн. конф. студ. и асп.: Тез. Докл. - Том 3. М.: МЭИ, 2004. - 241.