Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Проблема слабых мест. Необходимость использования устройств ГЭП для их усиления 11
1.1 Сенсоры и слабые местав ЭЭС 11
1.2 Задача выявления слабых мест в ЭЭС. Способы их усиления 15
1.3 Использование гибких систем электропередачи для повышения надежности функционирования ЭЭС
1.3.1 Введение 22
1.3.2 Статический тиристорный компенсатор 26
1.3.3 Тиристорно-управляемое устройство продольной компенсации 31
1.3.4 СТАТКОМ 35
1.3.5 Синхронный статический продольный компенсатор 40
1.3.6 Объединенный регулятор потоков мощности 42
1.4. Выводы по главе 44
2. Расчет установившихся режимов ЭЭС при использовании устройств гибких электропередач 46
2.1 Введение 46
2.2 Математическая модель поперечных устройств ГЭП первого поколения для расчета установившихся режимов ЭЭС
2.2.1 Определение проводимости ТРГ 47
2.2.2 Математическая модель ТРГ с последовательно соединенным трансформатором связи 51
2.2.3 Математическая модель СТК с последовательно соединенным трансформатором связи
2.3 Математическая модель ТУПК 60
2.4 Формы записи узловых уравнений установившегося режима при учете устройств ГЭП первого поколения з
2.5 Расчет установившихся режимов сложнозамкнутой электрической сети при использовании устройств ГЭП первого поколения 73
2.6 Выводы по главе 84
Глава 3. Оценка влияния устройств ГЭП на чувствительность узлов и слабость ветвей ЭЭС в установившихся режимах 86
3.1 Введение 86
3.2 Аппарат сингулярного анализа матрицы чувствительности 87
3.2.1 Разные формы матрицы чувствительности 87
3.2.2 Сингулярный анализ матрицы чувствительности 90
3.2.3 Учет балансирующего узла при анализе чувствительности узлов и слабости ветвей ЭЭС 92
3.3 Влияние устройств ГЭП на обусловленность матрицы чувствительности..96
3.3.1 Учет поперечных устройств ГЭП при составлении матрицы чувствительности 97
3.3.2 Учет продольных устройств ГЭП при составлении матрицы чувствительности 3.4 Влияние устройств ГЭП на предел передаваемой активной мощности слабых связей ЭЭС 105
3.5 Выводы по главе 108
Глава 4. Оценка влияния устройств ГЭП первого поколения на неоднородность ЭЭС
4.1 Введение ПО
4.2 Математический подход к расчету общесистемного показателя неоднородности ЭЭС, содержащих устройства ГЭП
4.2.1 Расчет общесистемного показателя неоднородности ЭЭС методом узловых напряжений 112
4.2.2 Влияние устройств ГЭП на общесистемный показатель неоднородности 116
4.2.3 Расчет общесистемного показателя неоднородности ЭЭС методом
контурных токов 121
4.2.4 Влияние устройств ГЭП на общесистемный показатель неоднородности dvi 124
4.2.5 Влияние устройств ГЭП на общесистемный показатель неоднородности d f 125
4.3Выводы по главе 128
Заключение 129
Список используемой литературы
- Использование гибких систем электропередачи для повышения надежности функционирования ЭЭС
- Математическая модель поперечных устройств ГЭП первого поколения для расчета установившихся режимов ЭЭС
- Разные формы матрицы чувствительности
- Влияние устройств ГЭП на общесистемный показатель неоднородности
Использование гибких систем электропередачи для повышения надежности функционирования ЭЭС
Анализ свойств ЭЭС и их поведение в разных режимах функционирования можно провести на основе выявления сенсоров. Однако оценка чувствительности системы взаимосвязана с задачей выявления слабых мест, являющихся виновными в повышенной реакции ЭЭС на возмущающие воздействия и существовании сенсоров.
Слабым местом можно считать ветвь, если изменение ее сопротивления приводит к уменьшению сенсорности, или узел, если его усиление путем регулирования напряжения или включения в нем шунтирующей проводимости также способствует уменьшению чувствительности ЭЭС.
Проблема слабых мест вызвана неоднородностью структуры сложных ЭЭС. Их наличие связано с плохим сочетанием параметрических факторов, т. е. с различием параметров элементов ЭЭС. Объективно существующие в сложной ЭЭС слабые места виновны в возникновении и развитии больших системных аварий с массовым нарушением питания потребителей.
В [92] представлена методика выявления слабых узлов ЭЭС, из-за которых может ухудшиться сходимость итерационного процесса по методу Ньютона. В данной работе предложен способ дополнения алгоритма для расчета потоко-распределения, который позволяет выявить узлы с минимальными значениями модулей напряжений вследствие изменения нагрузок или генераций активной и реактивной мощности. Максимальные отношения разностей напряжений в узлах для нормального и утяжеленных режимов к разностям мощностей нагрузок или генерации в тех же режимах соответствуют слабым узлам. Стоит отметить, что применение предложенной методики приводит к трудоемким расчетам в случае сложных ЭЭС и позволяет все-таки выявить сенсорные, а не слабые узлы. Принципиально новые методы, предложенные в [7, 13, 14] для исследования чувствительности и выявления слабых мест, явились основой для решения ряда задач, связанных с укреплением и развитием ЭЭС. Они включают задачи повышения эффективности управления системой и ее прочности, ввода режима в допустимую область, определения узлов, в которых возможно такое явление как лавина напряжения, расстановки в слабых местах систем сбора информации о состоянии ЭЭС, устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ) и др.
Для выявления параметров элементов системы или параметров ее режима, оказывающих наибольшее влияние на минимальное сингулярное значение, необходимо вычислить производную по регулируемому параметру, используя аппарат сингулярного анализа [7, 13]: = w:in(i)vmin, (1.4) где ттіп - минимальное сингулярное значение матрицы Якоби; win,vmin -транспонированный левый и правый векторы, которые относятся к минимальному сингулярному значению; П - регулируемый параметр, который оказывает наибольшее влияние на omin.
В зависимости от характера факторов, влияющих на чувствительность ЭЭС, можно подобрать соответствующие меры для повышения ее прочности. Если плохая обусловленность матрицы Якоби вызвана влиянием инвариантных к режиму факторов, то можно увеличить прочность системы, вводя нерегулируемые устройства продольной и поперечной компенсации. Другая возможность упрочнения системы сводится к изменению ее топологии за счет выполнения коммутационных операций при эксплуатации или введением новых линий на стадии проектирования. Следует отметить, что в условиях приватизации земельных участков становится все сложнее получить права на отчуждения земли для строительства новых линий электропередачи.
Иногда плохая обусловленность матрицы чувствительности может зависеть от параметров текущего режима. Утяжеление режима в смысле вариации нагрузок может привести к ухудшению обусловленности матрицы Якоби и, следовательно, к нарушению статической устойчивости по напряжению. При увеличении перетоков мощности в слабых ветвях предел их пропускной способности может быть достигнут раньше, чем в других ветвях системы. В этом случае устранение плохой обусловленности требует применения более эффективных мер, способных учесть изменение параметров режима.
Комплексное и оптимальное усиление слабых мест и, следовательно, создание равнопрочной сети можно осуществить благодаря применению нового класса устройств компенсации реактивной мощности, представленных в зарубежной литературе как устройства гибких электропередач, в соответствии с определением рабочей группы IEEE [76, 83, 93]. Гибкие электропередачи могут содержать разные устройства управления, основанные на силовой электронике или других видах статического управления, которые состоят из управляемых вентилей или преобразователей и одного из элементов емкостного или индуктивного характера.
В последнее время в разных литературных источниках уделяется большое внимание задачам управляемости энергосистем. Одной из таких задач является анализ и синтез режимной управляемости при внедрении гибких электропередач [4, 8, 29, 34, 38, 39, 54, 73]. Следует отметить, что в литературных источниках не приводится конкретного понятия гибкой электропередачи. При этом можно рассматривать гибкую электропередачу как совокупность линии электропередачи и одного из существующих управляемых устройств, способных воздействовать на режим функционирования системы.
Большие набросы нагрузки в разных частях ЭЭС определяют величину реакции системы на эти возмущения. В подобной ситуации чувствительность ЭЭС будет проявляться в виде перегрузки одних и тех же ее элементов, т. е. слабых связей.
В последнее время большинство стран мира выбрали новую тенденцию развития электроэнергетической отрасли, связанной с переходом на рыночные отношения, реформированием и либерализацией энергетической индустрии в целом. Дерегулирование в энергетике коснулось и Российской Федерации, которая так же пошла по пути реструктуризации отрасли. В условиях либерализации энергетического рынка становится актуальной так называемая задача адресности, решение которой позволяет определить пути передачи энергии от каждой станции к каждой нагрузке. Более правильная трактовка вопросов адресности позволит для известного потокораспределения узнать, какова доля участия А-ой станции в снабжении ш-ой нагрузки и определить переток мощности в любой из ветвей схемы сети, обусловленный А-ой станцией и ш-ой нагрузкой.
В некоторых литературных источниках [11, 62, 84, 85, 86, 98] предложен ряд методов для решения задачи адресности, из которых можно выделить две основные группы, основанные на топологическом и матричном подходах. Способ решения проблемы адресности, представленный в [11], основан на выслеживании путей протекания активной и реактивной мощности на ориентированном графе системы. Этот метод сводится к делению системы на ряд подсистем, каждая из которых связана с одним из генераторов, и позволяет определить долю активной и реактивной мощности, переданной от каждого генератора по ветвям схемы замещения сети, а также для снабжения нагрузок. Данный способ использует идею топологических методов, решая поэтапно задачу адресности за число циклов, равное числу генераторных узлов. Отношение перетоков мощности в ветвях схемы замещения сети, обусловленных каждым генератором, к выданной им суммарной мощности представляет собой коэффициент по-токораспределения в соответствующей ветви. Он является безразмерной величиной и, будучи умножен на значение мощности генераторного узла, определяет долю мощности данного узла, протекающую по ветви 1.
Математическая модель поперечных устройств ГЭП первого поколения для расчета установившихся режимов ЭЭС
Новый подход к усовершенствованию расчета установившихся режимов ЭЭС заключается в возможности задать желаемые параметры режима в узлах и ветвях, содержащих устройства ГЭП, что приведет к объединению переменных состояния, описывающих эти устройства, и переменных состояния, описывающих узлы системы, в единый алгоритм расчета режимов.
Для проведения исследований на этапах планирования перспективного развития электрических систем, содержащих устройства ГЭП, а также управления ими, необходимо иметь метод расчета их установившихся режимов. Составление и решение исходных уравнений установившегося режима таких сетей связано с учетом моделей устройств ГЭП.
В данной главе представлены математические модели ТРГ, СТК и ТУПК, которые основаны на применении угла открытия тиристоров как новой зависимой переменной и ее введения в вектор состояния. Значения этих углов важны для инженерного персонала, обслуживающего контроллер регулируемого устройства, при поддержании фиксированного модуля напряжения в узле с ТРГ, или при увеличении предела передаваемой мощности по линии с ТУПК, для решения задачи регулирования потоков мощности. Их значения позволят ответить на вопрос о возможности получения желаемых параметров режима как для отдельных узлов так и для ЛЭП.
Определение проводимости ТРГ В качестве устройств ГЭП первого поколения, подключаемых параллельно к электрической сети, можно выделить ТРГ и СТК. Оба компенсатора реактив 48 ной мощности выполнены на базе шунтирующего статического устройства с плавно регулируемым индуктивным сопротивлением. Такое устройство состоит из реактора без сердечника и тиристорного ключа, соединенных последовательно. Благодаря этому, описанная схема была названа тиристорно-реакторной группой и представлена на рис. 2.1 [83].
Важно проанализировать принцип действия ТРГ, так как она входит в состав всех компенсирующих устройств ГЭП первого поколения: ТРГ, СТК и ТУПК.
Тиристорный ключ представляет собой статический двусторонний коммутатор и собран из двух тиристоров, включенных встречно-параллельно. Целью его работы является синхронная коммутация реактора с напряжением сети, осуществляемая в интервале от прохождения напряжением амплитудного значения до момента его прохождения через нуль.
Изменение тока реактора осуществляется путем воздействия на момент открытия тиристоров, следовательно, и на угол их проводимости (о). Можно плавно изменять ток в реакторе, контролируя угол проводимости или угол открытия тиристорного вентиля (а) в каждый полупериод частоты сети. Таким образом, ток реактора будет изменяться в диапазоне от максимального значения до нуля согласно методу фазного регулирования, когда при максимальном значении угла проводимости тиристорного вентиля ток реактора будет достигать максимума, а для его промежуточных значений, ток будет уменьшаться. Моменты открытия тиристоров связаны с управляющими импульсами, генери 49 руемыми системой управления ТРГ. Их фаза может изменяться в диапазоне от О до 90. Управление тиристорами осуществляется последовательно. Пока один из тиристоров находится в проводящем состоянии, второй заперт.
Существуют два подхода к методике отсчета углов открытия тиристоров [69, 77, 83]. Угол а отсчитывается относительно: момента перехода положительной полуволны напряжения через нуль; момента, в котором напряжение достигает максимального значения. Угол открытия тиристоров может изменяться в диапазоне значений 90 и 180, если применить первую гипотезу для расчета углов открытия. В практике расчета принимают значения а 90. В противном случае волна тока в реакторе будет иметь постоянную составляющую. Для а = 90 тиристорный ключ проводит в течение всего периода частоты сети, а для а = 180 тиристоры заперты. В промежутке этих граничных значений ток в реакторе будет состоять из положительных и отрицательных сегментов синусоиды одинаковой амплитуды. Именно этот подход и был принят к расчету установившихся режимов электрических сетей при использовании разных исполнительных устройств ГЭП первого поколения в данной работе.
В случае применения второго подхода к методике расчета углов открытия тиристоров изменятся крайние значения для интервала допустимых значений а. Тиристорный вентиль будет открыт при а = 0, а при а = 90 он будет заперт.
Формы волн напряжения сети и полного тока реактора: а) согласно первой методике отсчета углов а (а = 90); б) согласно второй методике отсчета углов а (а = 0) согласно изложенным методикам представлены на рис. 2.2. Для нижней границы значений угла а через реактор будет проходить ток основной гармоники, в остальном диапазоне значений - ток реактора несинусоидальный. Ток основной гармоники имеет синусоидальную форму волны и реактивный характер. Основная составляющая тока и соответствующая ей индуктивная проводимости ТРГ будут уменьшаться с увеличением угла открытия тиристоров. В этом случае ток ТРГ будет содержать высшие гармоники. В литературных источниках [34, 36, 83] представлены аналитические выражения тока первой гармоники ТРГ, а также и уравнение для расчета реактивной мощности, потребляемой реактором. Пользуясь представленными выражениями, можно вывести расчетное уравнение эквивалентной проводимости ТРГ в функции угла открытия тиристоров на основной гармонике. Важно отметить, что полученное уравнение для эквивалентной проводимости ТРГ имеет различные составляющие, в зависимости от методики отсчета угла а.
Разные формы матрицы чувствительности
По рис. 2.10 видно, что при уменьшении угла открытия тиристоров (соответственно увеличении степени компенсации) возрастает и значение напряжения в начале ТУПК. Наибольшая активная мощность, передаваемая по компенсированной линии, для которой напряжение в начале ТУПК не превышает зна 64 чения наибольшего рабочего напряжения, равна 1482,8 МВт, что соответствует степени компенсации к= 32,95%. Последующее уменьшение угла (ХТУПК приводит к недопустимому повышению напряжения UK\. Для наибольшей степени компенсации (к= 40%) UK\ = 536,83 кВ. Обеспечение наибольшей степени компенсации приведет к необходимости использования управляемых устройств поперечной индуктивной компенсации на выводах ТУПК.
Зависимость модулей напряжения на выводах ТУПК от его угла управления Применение представленной модели для расчета режимов одной электропередачи, содержащей ТУПК, возможно лишь в том случае, когда режим задается углом электропередачи, а не передаваемой мощностью. Это можно объяснить введением уравнения (2.26) для учета угла управления ТУПК в составе вектора переменных состояния, согласно которому значение потока мощности через ТУПК фиксировано. Тогда условие задания желаемого потока активной мощности через компенсирующее устройство и передача желаемой мощности в начале линии не смогут согласоваться. В случае сложнозамкнутых электрических сетей или параллельных связей, содержащих управляемую электропередачу, она может быть догружена или разгружена при плавном управлении ТУПК, за счет перераспределения потоков мощности в них.
Использование ТУПК с целью регулирования потоков мощности в параллельно работающих воздушных линиях СВН требует применения управляемых шунтирующих реакторов для ограничения напряжений на его выводах. Линеаризованная система узловых уравнений для П-образной схемы компенсации, в которую вошли ТУПК и два ТРГ, рассчитанная на к - ом шаге метода Ньютона, представлена ниже [22].
Схема компенсированной неоднородной электропередачи Напряжения по концам электропередачи были приняты неизменными, равными Ux = 520 кВ, U6 = 230 кВ. ВЛ 500 кВ с проводами марки АС 3x400/51, протяженностью 500 км присоединена к шинам 230 кВ через два автотрансформатора типа АТДЦТН 500000/500/220/35, а двухцепная ВЛ 220 кВ длиной 500 км с проводами марки АС 300/39 связана с шинами высшего напряжения через трехфазную группу однофазных автотрансформаторов АОДЦТН 3x167000/500/220/35. В середине ВЛ 500 кВ расположена ТУПК, на выводах которой установлены трехфазные группы однофазных управляемых реакторов, рассмотренных выше. Данные реакторы управляются по принципу перекрестного регулирования с целью поддержания напряжения на выводах ТУПК в допустимых пределах (управление ТРГ1 осуществляется по сигналу напряжения в узле 3, а ТРГ2 по сигналу в узле 2 (рис 2.11)).
До расчета режимов управляемой электропередачи необходимо сделать выбор параметров ТУПК. Анализ выражения (2.20) приводит к выводу, что ТУПК может работать в емкостном и индуктивном режимах, разделенных точкой резонанса. Однако рабочая область компенсирующего устройства, в принципе, соответствует лишь емкостному диапазону изменения его сопротивления Дике XJYUK Хмш, который задан рабочим диапазоном изменения угла открытия тиристоров амин аТупк амакс. В емкостном режиме его сопротивление будет равным неизменному сопротивлению КБ для атупк = 180, и будет увеличиваться по мере уменьшения угла открытия тиристоров. Таким образом, минимальная степень компенсации будет зависеть от значения сопротивления КБ. В ряде публикаций [21, 82] показано, что число точек резонанса зависит от значения величины if (рассчитывается по уравнению (2.24)). Если 1 К 3, то существует только одна точка резонанса, разделяющая емкостной режим ТУПК от индуктивного. Исходя из этих соображений, стоит уделить важную роль выбору индуктивности тиристорно - реакторной группы для заданного значения Хс.
Наименьшая степень продольной емкостной компенсации, принятая для ТУПК, составила 8,23% (Хс = -12 Ом), а наибольшая степень компенсации -41,28% (АТУПК = -60,15 Ом), которая соответствует определенному отдалению от границы резонанса. Значение сопротивления реактора, шунтирующего КБ, выбиралось равным XL = 2 Ом, что соответствует К = 2,45. Точка резонанса связана с единственным значением угла управления (ХТУПК = 143,4. Чем больше значение величины К будет приближаться к единице, тем шире емкостной диапазон работы ТУПК. Целесообразное значение XL было рассчитано согласно заданному диапазону значений (ХТУПК в емкостном режиме работы компенсирующего устройства и результирующему значению АТУПК (АТУПК = -60,15 Ом), при учете ограничений, накладываемых на величину К. Существует бесконечное число комбинаций для значений Хс, Xi и (ХТУПК, удовлетворяющих условию 1 К 3, для расчета желаемого значения XjYUK. Принятый в работе емкостной диапазон изменения сопротивления ТУПК тупк э [-60,15 - -12] Ом соответствует диапазону изменения угла открытия тиристоров атупк э [145,739 - 180] электрических градусов.
Влияние устройств ГЭП на общесистемный показатель неоднородности
Создание ЕЭС России, так же как и других энергообъединений мира, продиктовано необходимостью обеспечения надежного электроснабжения потребителей при одновременной его экономичности. Развитие ЕЭС сопровождается усложнением структуры электрических сетей, повышением номинального напряжения и увеличением пропускной способности электропередач, а это приводит к тому, что ЭЭС становятся неоднородными. Под неоднородностью электрических сетей традиционно подразумевают различие величин отношений активных и реактивных сопротивлений ветвей в контурах[49].
Во время функционирования ЭЭС ее неоднородность приводит к ряду отрицательных явлений: существование сенсорных элементов в схеме энергосистемы; неоптимальное распределение потоков мощности в параллельных связях различного номинального напряжения; уменьшение пропускной способности отдельных ЛЭП энергосистемы и рост потерь электроэнергии в ней. Вследствие перечисленных явлений электрические сети используются нерационально.
Установлено, что отрицательные проявления неоднородности электрической сети особенно значительны в сетях 110 - 330 - 750 кВ или 110 - 220 - 500 кВ и, при прочих равных условиях, усиливаются по мере увеличения как диапазона сечений проводов ЛЭП, так и номинальных мощностей силовых трансформаторов и автотрансформаторов [53].
Применение замкнутых электрических сетей обусловлено необходимостью повышения надежности электроснабжения потребителей и снижения уровня потерь активной мощности. Однако принято считать, что последнее утвержде Ill ниє справедливо при одинаковом соотношении активного и реактивного сопротивлений ветвей схемы замкнутой электрической сети [31]. контуров, которые состоят из линий электропередач высокого и сверхвысокого напряжения, связанных между собой силовыми трансформаторами и автотрансформаторами. Известно, что величина є принимает меньшие значения для ЛЭП (от 1 до 25), чем для силовых трансформаторов (от 25 до 75) [91]. Поэтому такие энергосистемы всегда будут неоднородными.
Использование устройств ГЭП первого поколения (ТУПК) является действенной мерой для снижения показателя неоднородности. Однако применение этих устройств для решения такой задачи можно считать рациональным только в тех случаях, когда неоднородность обусловлена малым числом элементов, для которых значения величины j сильно отличаются. Стоит отметить, что использование устройств ГЭП с целью усиления слабых элементов ЭЭС, обеспечения оптимальности или расширения области их допустимых режимов будет иметь косвенный эффект и на снижение уровня неоднородности.
В соответствии с данным положением становится необходимым определить общесистемный показатель неоднородности ЭЭС при учете установленных в ней устройств ГЭП первого поколения.
Математический подход к расчету общесистемного показателя неоднородности ЭЭС, содержащих устройства ГЭП
Во время функционирования неоднородных ЭЭС в их замкнутых контурах появляются уравнительные мощности (токи) [16]. Появление этих мощностей (токов) вызвано разными значениями є для ветвей схемы электрической сети, а также разностью режимных параметров в ее узлах. В силу данного положения, неоднородность ЭЭС имеет как параметрический (структурный) характер, обу 112 словленный конструктивными параметрами ее элементов, так и режимный характер, обусловленный разницей между модулями и фазами напряжения по концам ветвей [99,100].
В данной главе рассмотрены возможные пути оценки параметрической составляющей неоднородности ЭЭС при функционировании в ней устройств ГЭП первого поколения.
Параметрическая неоднородность ЭЭС приводит к появлению дополнительных токов в ветвях ее схемы замещения. доп "кур V+ J где N - вторая матрица инциденций; 1кур - вектор контурных уравнительных токов; Дополнительные токи, накладываясь на экономические токи, определяют изменение токораспределения в установившемся режиме неоднородных ЭЭС. где I - вектор токов в ветвях схемы замещения ЭЭС (Z - схема); 1е - вектор экономических токов в ветвях, полученных в результате расчета установившегося режима ЭЭС по ее схеме замещения, состоящей из активных сопротивлений (R- схема).
Значения элементов этой матрицы определяются неоднородностью пассивных параметров ветвей схемы ЭЭС, а ее размер - количеством ветвей и узлов системы. Обобщенный показатель неоднородности нельзя считать исчерпывающей характеристикой неоднородности ЭЭС, так как он используется только для оценки ее параметрической составляющей. Однако итоговый результат по данному показателю определяется верно. Из уравнения (4.13) следует, что элементы матрицы у1 равны нулю при j = idem для всех ветвей схемы замещения ЭЭС. В таком случае и дополнительные потери, вызванные уравнительными контурными токами, будут равны нулю при любых нагрузках системы.
Если значения j не одинаковы для всех ветвей схемы ЭЭС, то соответственно и элементы матрицы у1 будут отличными от нуля, что потребует проведения оптимизационных мероприятий по снижению параметрической составляющей неоднородности ЭЭС. Это можно осуществить при реконструкции электрических сетей, посредством изменения сечений проводов или применении ТУПК.
Матрица у1 не может быть использована для оценки параметрической неоднородности ЭЭС, схема которой содержит ветви только с реактивным сопротивлением. В таком случае первая составляющая правой части уравнения (4.13) будет сингулярной матрицей. Поэтому стало необходимым предложить новое расчетное выражение для обобщенного показателя неоднородности ЭЭС.
