DE602005005965T2

DE602005005965T2 - Power-system

Info

Publication number: DE602005005965T2
Application number: DE602005005965T
Authority: DE
Inventors: Anders Rantzer; Stefan 42470 Olofstorp SOLYOM; Bo Lincoln
Original assignee: ABB Technology AG
Current assignee: ABB Technology AG
Priority date: 2004-02-11
Filing date: 2005-02-11
Publication date: 2009-07-02
Anticipated expiration: 2025-02-12
Also published as: EP1723482B1; US20080122414A1; EP1723482A1; DE602005005965D1; ATE391950T1; CN1954280A; US7982442B2; WO2005078546A1; SE0400301D0

Description

Technisches Gebiet
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Energiesystem und insbesondere ein Verfahren zur Spannungsstabilisierung eines elektrischen Stromnetzsystems, welches eine erzeugende Stromnetzsystem-Seite und eine verbrauchende Stromnetz-Seite zum Aufrechterhalten einer Spannung umfasst.
Hintergrund der Erfindung
Ein Stromsystem bzw. Energieversorgungssystem besteht aus mehreren elektrischen Komponenten (z. B. Generatoren, Übertragungsleitungen, Verbrauchern), die miteinander verbunden sind und deren Zweck in der Erzeugung, Übertragung und Verwendung von elektrischem Strom besteht.
In einem konventionellen Online-Stufenschalter bzw. Laststufenschalter (OLTC) wird die Steuerung durch einen einfachen Integrator mit Zeitverzögerung und Totzone erreicht. Die Größe der Totzone bestimmt die Toleranz gegenüber langfristigen Spannungsabweichungen. Das Referenzsignal für den Integrator ist der Sekundärspannungs-Sollwert. Dieser wird normalerweise an der gewünschten Sekundärspannung gehalten.
Die Spannungsstabilität eines Stromsystems wird durch das IEEE Power System Engineering Comittee als die Fähigkeit des Systems bestimmt, eine Spannung so aufrecht zu erhalten, dass die Lastleistung ansteigt, wenn die Lastadmittanz erhöht wird, so dass sowohl Leistung als auch Spannung steuerbar sind [2].
Spannungsstabilität in Stromnetzen ist ein vielfach untersuchtes Problem. Mehrere Spannungszusammenbrüche, die zu systemweiten Spannungsausfällen führten, machten dieses Problem zu einer Hauptsorge in Kreisen der Energieversorger.
Nach dem heutigen Stand der Technik werden die folgenden Verfahren verwendet, um festzustellen, dass das System nahe einer Spannungsinstabilität ist:

1. Wenn von der Last zu viel Leistung gefordert wird, beginnen die Generatoren, ihre Rotationsenergie zu verwenden, was bedeutet, dass die Frequenz der Spannung (50/60 Hz) zu sinken beginnt. Das Erfassen bzw. Detektieren einer niedrigen Frequenz war beispielsweise zum Stoppen des Spannungszusammenbruchs im Osten der USA 2003 eine zu langsame Messgröße.
2. Ein weiteres Anzeichen für eine Überlastung ist, dass die Lastspannung abfällt. Es wurde jedoch gezeigt, dass auch das kein zuverlässiges Maß für die Instabilität des Versorgungsnetzes ist.

Unter Verwendung eines der vorstehenden Verfahren (oder ähnlichen) sind die von den Stromversorgungsunternehmen ergriffenen Maßnahmen normalerweise eine der oder beide folgenden:

1. Verbinden von Kondensatorbatterien, um den Wirkffekt, der von der Last verbraucht werden kann, zu erhöhen. Wenn dies rechtzeitig getan wird, kann ein Spannungszusammenbruch manchmal verhindert werden. Ein Nachteil dieses Verfahrens ist, dass es das Netz anfälliger für Lastschwankungen macht.
2. Trennen von Lasten bzw. Verbrauchern (Lastabwurf, Entlastung) in bestimmtem Ausmaß. Dies ist eine sehr „teure" Maßnahme und wird daher von den Stromversorgungsunternehmen so lange wie möglich vermieden. Jedoch kann diese Maßnahme verhindern, dass das gesamte Stromnetz zusammenbricht.

In US 6,313,614 an Persson et al. wird ein Verfahren zum Steuern der Sekundärspannung in einer Transformatorvorrichtung vorgestellt, die mit einem Stromnetz verbunden ist, wobei der Transformator einen Stufenschalter umfasst, der in Abhängigkeit von einem zugeführten Steuersignal das Spannungsverhältnis der Transformatorvorrichtung beeinflusst. Das Steuersignal ist abhängig von der Abweichung zwischen einer Kontrollgröße und einem dafür gegebenen Referenzwert, wobei die Kontrollgröße von der Spannung und Frequenz der zuvor erwähnten Sekundärspannung abhängig ist.
In [7] wird das Spannungs-Instabilitäts-Phänomen in Energiesystemen beschrieben, und wie es analysiert und verhindert werden kann.
In [8] wird ein Dreiphasen-Vierdraht-Spannungsregler mit lastabhängiger Spannungsregelung zur Energieeinsparung vorgestellt. Der Spannungsregler wendet die Gleichrichter-Umrichter-Topologie an und kombiniert eine aktive Filterung mit Lastspannungsregelung zu Stromsparzwecken.
In [9] wird diskutiert, wie die Maximalgrenze für die Leistungsübertragung durch Betrieb von Laststufenschaltern beeinflusst werden kann.
In [10] wird das Spannungs-Instabilitätsproblem aus Sicht eines Hybridsystems dargestellt.
Diese Erfindung beschäftigt sich mit dynamischer Stabilität von Stromsystemen. Die Erfinder schlagen eine dynamische Kompensation auf Basis von Rückkopplung und Störgrößen- bzw. Feedforward-Kompensation vor, die auf die Stabilisierung des Stromnetzes zielt. Diese Steuerstruktur soll als ein Notfall-Steuersystem wirken, d. h. es wird in kritischen Situationen aktiviert, wenn das Netz nahe einem Spannungszusammenbruch steht.
Das betrachtete Stromnetz wird in 1 gezeigt. Es ist ein radiales System, welches einen Generator E_s, eine Übertragungsleitung mit Impedanz Z ~ln , einen Transformator mit einem Laststufenschalter (OLTC) und eine Last bzw. einen Verbraucher mit Impedanz Z ~LD enthält. Der Laststufenschalter regelt die Spannung auf Verbraucherseite auf einen gewünschten Wert V_ref. Der Verbraucher selbst ändert seine Impedanz dynamisch. Die meisten Verbraucher sind so ausgelegt, dass sie versuchen, eine bestimmte Energiemenge zu absorbieren. Das impliziert, dass die Verbraucher ihre Impedanz verringern, wenn die Lastspannung sinkt, um die Leistung konstant zu halten.
Es gibt in diesem System zwei unabhängig voneinander arbeitende Regelkreise.

• Der Laststufenschalter (OLTC) in dem Transformator, der versucht, die Spannung auf Verbraucherseite konstant bei dem Referenzwert V_ref zu halten.
• Der Verbraucher selbst kann als ein Regelsystem angesehen werden, dass seine Impedanz (oder gleichwertig seine Admittanz) ändert, um eine vorgegebene Leistung aufzunehmen.

Das Problem ist, dass diese beiden unabhängigen Regelkreise aufgrund ihrer nicht-linearen Wechselwirkung das System in eine Spannungsinstabilität treiben können, selbst wenn das System die von dem Verbraucher geforderte Leistung bewältigen könnte.
Zusammenfassung der Erfindung
Die Erfindung nach Anspruch 1 schlägt ein Verfahren vor, das vorübergehend das Verhalten des OLTC ändert, wenn sich die Leitungsimpedanz so ändert, dass das System in einen kritischen Betriebsbereich gesteuert wird. In einer Ausführungsform der Erfindung werden Änderungen der Lastimpedanz berücksichtigt.
Es ist wichtig, nochmals darauf hinzuweisen, dass die vorgeschlagene Steuerstruktur dazu vorgesehen ist, bei dynamischen Instabilitäten zu wirken. Dies bedeutet, dass das Energieversorgungsnetz nach einer Leitungs- und/oder Lastimpedanz-Änderung (zum Beispiel aufgrund einer Leitungsstörung oder eines Anstiegs der Leistungsanforderung von dem Verbraucher) immer noch statisch in der Lage ist, die Verbraucherleistungsanforderung zu übertragen.
Speziell ist das Verfahren der Erfindung dadurch gekennzeichnet, dass die Leistungsübertragung Y_LD, wobei Y_LD die Leistungslast-Admittanz ist, dynamisch zwischen den geometrischen Orten für maximale Leistungsübertragung gehalten wird, n²Y_LDZ_LN = 1, wobei Y_LD die Leistungslast-Admittanz ist, Z_LN die Impedanz der Übertragungsleitung und n das Transformator-Übersetzungsverhältnis ist, vorzugsweise wird Y_LD in einem stabilen Gleichgewicht gehalten.
Die vorliegende Erfindung wendet ein mathematisches Modell an:
Zur einfacheren Bezugnahme wird nachstehend eine Liste von Variablen zusammengestellt:

• Z ~LD = Z_LDe^iϕ Lastimpedanz
• Z ~LN = Z_LNe^jΘ Übertragungsleitungsimpedanz
• Ẽ_s = E_se^j0 Generatorspannung
• Ṽ₁ Spannung auf der Primärseite des Transformators
• Ṽ₂ Spannung auf der Sekundärseite des Transformators
• n Transformator-Übersetzungsverhältnis
• V_ref Referenzspannung
• Ĩ₁ Strom in der Primärwicklung des Transformators
• Ĩ₂ Strom in der Sekundärwicklung des Transformators

Für das System aus 1 können einige grundsätzliche Zusammenhänge aufgestellt werden [4]: Ṽ2/Ṽ1 = Ĩ1/Ĩ2 = n Ẽs = Ĩ1Z ~ln + Ṽ1 = Ĩ2(nZ ~ln + 1/nZ ~LD)
Die Funktion ist eine nichtlineare Funktion, die die typische Abhängigkeit der Wirkleistung auf der Leitung und der Lastimpedanz bestimmt (2). Zu Beginn steigt die Wirkleistung mit zunehmendem Y_LD an. Jedoch beginnt nach einer bestimmten Lastadmittanz die übertragene Wirkleistung zu sinken. Bei Z_LD/n² = Z_{ln a} wird die maximale Wirkleistung über die Leitung übertragen.
Dann ist für einen Verbraucher bzw. eine Last mit konstanter Wirkleistung ein geeignetes Modell:
wobei der OLTC durch einen Integrator genähert werden kann:
Um das Verhalten des vorgeschlagenen Modells zu verstehen, muss zunächst das dynamische System in Gleichung (1) betrachtet werden. Aufgrund der inhärenten Nichtlinearität kann das System zwei Gleichgewichtspunkte aufweisen, die der Referenz-Wirkleistung entsprechen (siehe 2). Es kann gezeigt werden, dass der Punkt links vom Scheitelpunkt stabil ist, während der andere instabil ist. Dies bestimmt das typische Verhalten eines Energieversorgungssystems. Nach dem Erreichen des Maximalwerts der übertragenen Wirkleistung tritt das System in den instabilen Bereich ein, falls die Lastadmittanz weiter ansteigt. Dies führt zu einer Instabilität, falls die Lastadmittanz den Wert erreicht, der dem instabilen Gleichgewichtspunkt entspricht.
Simulationsergebnisse für das vorstehende Modell werden in 3 gezeigt. Die Variablen in dem Graphen sind die maximal übertragbare Wirkleistung, die übertragene Wirkleistung und die Lastadmittanz. In diesem Szenario versucht die Last bzw. der Verbraucher, eine Wirkleistung von 0.7 (gestrichelte Linie) aufzunehmen. Der Anfangswert für die Leitungsimpedanz ist 1. Bei t = 75 wird ein Fehler in der Leitung durch Ändern ihrer Impedanz auf 1.5 simuliert. Wie in dem ersten Teilgraphen gezeigt, impliziert das, dass die Maximalleistung, die über die Leitung übertragen werden kann, knapp unter 0.7 fällt. Die Last versucht, die gewünschte Wirkleistung durch Verringern ihrer Impedanz aufzunehmen (siehe zweiter und dritter Teilgraph). Da jedoch diese Leistung nicht erreichbar ist, wird das System in einer Instabilität und schließlich einem Spannungszusammenbruch enden.
Unter Berücksichtigung der beiden Gleichungen (1) und (2) in dem Modell wird ein ähnliches qualitatives Verhalten wie für den skalaren Fall erhalten. 4 zeigt das Vektorfeld nahe dem Gleichgewichtpunkt (mit Sternchen markiert). Die gestrichelte Linie ist durch die Kurve n²Y_LDZ_ln = 1 gegeben, d. h. die geometrischen Orte der maximalen Leistungsübertragung (dies ist der Fall, wenn die Leitungsimpedanz und die Lastimpedanz gleich sind). Man beachte das instabile Verhalten rechts von dieser Kurve.
Das vorliegende mathematische Modell ist in der Lage, zwei Instabilitätsszenarien zu beschreiben.

1. Der erste Fall ist in 3 gezeigt, wo aufgrund einer Störung in der Übertragungsleitung das System nicht mehr in der Lage ist, die geforderte Wirkleistung zu übertragen. Dies entspricht einer Situation, in der das System keine echten Gleichgewichtspunkte aufweist. Das ist der klassische Fall, der selbst mit statischen Methoden analysiert werden kann.
2. Ein weiteres Instabilitätsszenario besteht darin, dass ein stabiler Gleichgewichtspunkt existiert, das System aber dennoch aufgrund von vorübergehenden Störungen in eine Instabilität gerät. In 6 ist bei 50 Zeiteinheiten eine Störung in der Übertragungsleitung durch eine sprunghafte Erhöhung der Leitungsimpedanz simuliert. Dieser Sprung ist solcherart, dass immer noch ein stabiler Gleichgewichtspunkt existiert, d. h. das Netz sollte in der Lage sein, die geforderte Wirkleistung zu übertragen. Jedoch wird aufgrund der Tatsache, dass der Betriebspunkt nahe an der maximal übertragbaren Wirkleistung liegt, ein Überschwingen von Yn² das System in den instabilen Bereich treiben, so dass die Spannung zusammen bricht.

Die in der vorliegenden Erfindung beschriebenen Verfahren fügen Stabilitätsspielräume hinzu, so dass das Risiko für das zweite Szenario deutlich gesenkt wird. Die stabilisierenden Eigenschaften der Verfahren tragen außerdem dazu bei, nach einem Überlastzustand die Stabilität wiederherzustellen, nachdem ein Lastabwurf vorgenommen wurde.
Die vorgeschlagenen Verfahren greifen, bevor die vorgenannten Verfahren 1 und 2 angewendet würden. Auf diese Weise werden für die Kunden keine Unannehmlichkeiten erzeugt und gleichzeitig die Stabilität bewahrt. Wenn trotz dieser Verfahren ein stabiler Zustand nicht aufrecht gehalten werden kann (aufgrund zu hoher Leistungsforderungen), sollten die vorstehenden Verfahren angewendet werden.
Wie aus 4 ersichtlich ist, ist es wünschenswert, das System weg von dem unstabilen Bereich oberhalb der Stabilitätsgrenze (gestrichelte Kurve) zu bringen. Da die Lastdynamik (außer durch Lastabwurf) nicht geändert werden kann, schlagen wir vor, das Transformator-Übersetzungsverhältnis n kurzfristig zu ändern, um den instabilen Bereich zu vermeiden.
Die folgenden Abschnitte beschreiben, wie dies praktisch durchgeführt werden kann, indirekt durch Änderung der Spannungsreferenz V_ref, die an den Standard-OLTC angelegt wird.
Ein Blockdiagramm zur Struktur des vorgeschlagenen Kompensators ist in 7 gezeigt.
Der Kompensator besteht aus zwei Untersystemen. Das erste Untersystem besteht aus einem Feedforward- bzw. Störgrößenkompensator, und das zweite besteht aus einer Rückkopplungssteuerung. Das Ziel der Feedforward-Kompensation ist, das Konvergenzverhalten des Systems für den Fall einer Störung in der Übertragungsleitung zu verbessern. Mit anderen Worten führt der Kompensator das System für den Fall einer Leitungsstörung an den stabilen Gleichgewichtspunkt. Dieses Verfahren funktioniert jedoch nur, wenn das System nach der Störung immer noch im stabilen Bereich ist (d. h. n²Y_LDZ_ln < 1).
Die Idee hinter der Anwendung einer solchen Kompensation wird durch die Struktur des vorgeschlagenen vereinfachten Modells nahe gelegt. Es ist recht unkompliziert zu zeigen, dass die Leitungsimpedanz Z_ln als Laststörung auf das System wirkt, ähnlich wie P_ref. Zusätzlich kann die Leitungsimpedanz als messbar angesehen werden. Es ist dann selbstverständlich, eine Feedforward-Kompensation der Leitungsimpedanz zu verwenden, um den Einfluss von Leitungsstörungen zu verringern. Wenn das Transformator-Übersetzungsverhältnis direkt für Steuerzwecke zugänglich wäre, könnte der vorübergehende Einfluss einer Leitungsstörung (zumindest theoretisch) vollständig beseitigt werden. Auch wenn nur V_ref zugänglich ist, ist es dennoch möglich, das Leitungsstörungs-Verhalten des System deutlich zu verbessern.
Dieses kompensierende Untersystem zielt darauf, zu verhindern, dass das Netz in einen instabilen Betriebsbereich eintritt. Dafür verwendet es Informationen über die Leitungsimpedanz.
Eine geeignete Feedforward-Kompensation ist durch den Filter erster Ordnung
gegeben, wobei T, T_d Abstimmparameter sind.
Für den Fall, dass das System in den instabilen Bereich eintritt (d. h. n²Y_LDZ_ln > 1), muss eine andere Steuerstrategie angewandt werden, die im nächsten Abschnitt beschrieben wird.
Wenn das System sich in dem instabilen Bereich befindet, ist es wünschenswert, es zurück in den stabilen Betriebsbereich zu bringen. Dies kann erreicht werden, indem die Referenzspannung verringert wird, so lange sich das System in dem instabilen Bereich befindet. Eine solche Kompensation kann durch eine statische nichtlineare Rückkopplung erreicht werden. In 4 ist das Vektorfeld oberhalb der Linie n²Y_LDZ_ln = 1 als Folge der Kompensation nach innen gekehrt (siehe 5). Es ist aus den Graphen ersichtlich, dass der Anziehungsbereich für den stabilen Gleichgewichtspunkt deutlich vergrößert wurde.
Es soll hier auch erwähnt werden, dass die Idee, den Abstand vom Scheitelwert der Funktion f nach Gleichung (1) (siehe 2) in Spannungsstabilitäts-Untersuchungen zu verwenden, kürzlich in [3] vorgestellt wurde. Sie wurde jedoch (nach bestem Wissen und Gewissen des Autors) noch nie zur dynamischen Kompensation des Spannungsreferenzsignals verwendet.
Das zweite Steuer-Untersystem zielt also darauf, das Netz aus dem instabilen Betriebsbereich in den stabilen Betriebsbereich zu bringen. Dafür verwendet es Informationen über die Leitungsimpedanz, die Lastimpedanz und das Transformator-Übersetzungsverhältnis.
Ein geeigneter Rückkopplungs-Controller bzw. Feedback-Steuerung ist: Vfb = –max(0, α(n2YLD – 1/Zln))wobei α ein Abstimmparameter ist, der den Anziehungsbereich des Gleichgewichtspunkts beeinflusst.
Um realistischere Simulationsergebnisse zu erhalten, wurde das ursprüngliche Designmodell wie folgt abgeändert:

• die Dynamik wurde entsprechend dem Vergleichsmodell [5] festgelegt,
• für das Last-Argument ϕ wurde zusätzliche Dynamik eingeführt,
• ein Lastabwurf-Eingangswert k wurde hinzugefügt,
• eine Sättigung und Quantisierung wird für das Transformator-Übersetzungsverhältnis n eingeführt. Letztere soll den mechanischen Stufenschalter simulieren,
• da der Stufenschalter schon an sich ein diskretes System darstellt, wird eine diskrete Zeitdarstellung der OLTC-Dynamik verwendet. Man beachte, dass der Stufenschalter nur einen Schritt nach dem anderen machen kann.
• Um Prellen zu verhindern, weist ein OLTC-System normalerweise eine Totzone auf dem Steuerfehler auf.

Damit hat das Simulationsmodell folgende Form:
Die Sättigung für n hat die Grenzwerte n_min = 0,75, n_max = 1,25, und die Totzone hat die Grenzwerte ±0,03. Der gewählte Quantisierungsschritt q ist 0,027. Die gewählte Abtastzeit beträgt 30 Sekunden, was näherungsweise der mechanischen Verzögerung des Stufenschalters und des OLTC-Verzögerungs-Zeitgebers entspricht.
Das dreistufige Steuersystem besteht aus dem folgenden Kompensator:

• Feedforward-Kompensation:
hat einen "dirty-derivative"-Charakter, wobei die Zeitkonstante des Tiefpassfilters mit der des geregelten Systems vergleichbar ist.
• Feedback-Kompensation: Vfb = –max(0, α(n2YLD – 1/Zln)).Der Parameter α beeinflusst den Anziehungsbereich des Gleichgewichtspunkts. In den Simulationen war α = 1.1.

Die ersten beiden Steuersignale erhöhen den Referenzwert wie folgt:
wobei dzn die Totzeit-Funktion ist.
Jedoch ist auch eine komplexere Erhöhung möglich, z. B. eine Beeinflussung von V_ff durch V_fb.
In den Simulationen wurden die folgenden Parameter verwendet:
V_ref = 1.1, P_ref = 0.78, E_s = 1.5, T = 60, und Θ = 1.47 rad. Darüberhinaus ist in dem ersten Simulationsszenario (8) die Referenz-Blindleistung Q_ref = 0.16. Das Szenario besteht aus einem Leitungsausfall (line tripping) bei t = 800 Sekunden, wobei die Leitungsimpedanz Z_ln von 1 auf 1.2 erhöht wird. Die ersten 800 Sekunden in den Simulationen repräsentieren den anfänglichen Übergang zu dem betrachteten Gleichgewichtspunkt und haben keine physikalische Bedeutung. Zum Zeitpunkt des Fehlers zeigt V_ff eine deutliche Steigerung. Da jedoch der neue Gleichgewichtspunkt nicht erreicht wird, gelangt das System schließlich in den instabilen Betriebsbereich (bei etwa 1100 Sekunden). Dies löst die zweite Stufe der Regelung aus, so dass V_fb verringert wird. Dies führt zu einer Senkung des Gesamtspannungs-Referenzwerts, so dass das System zurück in den stabilen Bereich gelangt. Man beachte, dass während der kompletten Regelungssequenz die dritte Regelstufe (Lastabwurf) nicht in Kraft ist, d. h. k = 0.
Eine wichtige Anmerkung ist, dass der erste Schritt (d. h. V_ff) aufgrund der niedrigen Abtastfrequenz empfindlich gegenüber dem Fehlerzeitpunkt ist. Ebenso würde die Leistungsfähigkeit deutlich ansteigen, wenn mehrere Schritte (z. B. zwei) möglich wären. Dennoch können selbst für den Fall herkömmlicher OLTCs, bei denen der Verzögerungs-Zeitgeber umgekehrt proportional zum Steuerfehler ist, beträchtliche Verbesserungen bei der Kompensation von Leitungsausfällen erreicht werden.
Literaturnachweise:

[1] Miroslav Begovic und Damir Novosel. A novel method for voltage instability protection. In Proceedings of the 35^th Hawaii International Conference on System Sciences, 2002.
[2] Miroslav Begovic, Damir Novosel und Mile Milisavljevic. Trends in power system protection and control. In Decision Support Systems 30, Seiten 269–278, 2001.
[3] D. E. Julian, R. P. Schulz, K. T. Vu, W. H. Quaintance, N. B. Bhatt, und D. Novosel.
Quantifying proximity to voltage collapse using the voltage instability predictor (vip). In Power Engineering Society Summer Meeting, IEEE, 2000.
[4] Prabha Kurdur. Power System Stability and Control. McGraw-Hill, Inc., 1993.
[5] Mats Larsson. A simple test system illustrating load-voltage dynamics in power systems. In http://www.dii.unisi.it/hybrid/cc/.
[6] Khoi Tien Vu und Damir Novosel. Voltage instability predictor (VIP) – method and system for performing adaptive control to improve voltage stability in power systems. United States Patent Nr. US 6,219,591 B1 , 2001.
[7] Thierry van Cutsem. Voltage Instability: Phenomena, Countermeasures, and Analysis Methods. In Proceedings of the IEEE, Band 88, Nr. 2, February 2000; S. 208–227.
[8] S. J. Chiang. A three-phase Four-wire Power conditioner with load-dependent Voltage Regulation for Energy Saving. In 18^th Annual IEEE Applied Power Conference and Exposition (APEC 2003), 13.–19. Februar 2003; S. 159–164.
[9] T. X. Thu et al., An Investigation into the OLTC Effects on Voltage Collapse. In IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 15, Nr. 2, Mai 2000; S. 515–521.
[10] Q. Y. Tong et al.. Hybrid System View of Voltage Instability Problem. In Proceedings of the Second International Conference on Machine Learning and Cybernetics, Xian, 2.–5. November 2003; S. 915–918.

Claims

Verfahren zur Spannungsstabilisierung eines Stromnetzsystems, wobei das Stromnetzsystem eine erzeugende Stromnetzsystem-Seite, eine verbrauchende Stromnetz-Seite, die einen elektrischen Verbraucher einschließt, eine Stromübertragungsleitung mit Impedanz ZLN, einen Transformator und einen Online-Stufenschalter (OLTC) umfasst, der zu dem Transformator hinzugefügt wird, wobei das Verfahren gekennzeichnet ist durch für den Fall von dynamischen Instabilitäten, Messen der Leitungsimpedanz und Steuern eines Transformator-Übersetzungsverhältnisses (n) durch Ändern einer Spannungsreferenz (V_ref) des Online-Stufenschalters, wobei die Spannungsreferenz entsprechend einer Feedforward-Kompensation der Leitungsimpedanz geändert wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Feedforward-Kompensation das Stromnetzsystem an einen stabilen Gleichgewichtspunkt in einem stabilen Bereich führt, wobei der stabile Bereich sich unterhalb der geometrischen Orte für maximale Leistungsübertragung befindet, n²Y_LDZ_LN = 1, wobei Y_LD die Admittanz des elektrischen Verbrauchers ist, Z_LN die Impedanz der Übertragungsleitung und n das Transformator-Übersetzungsverhältnis ist.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Feedforward-Kompensation durch einen Filter erster Ordnung H_ff(s) = sT_d/(sT + 1) bereitgestellt wird, wobei T und T_d Abstimmparameter sind.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass ein Rückkopplungs-Controller (FB) gemäß der Gleichung Vfb = –max(0, a(n²Y_LD – 1/Z_LN)) bereitgestellt wird, wobei a ein Abstimmparameter ist, der den Anziehungsbereich des Gleichgewichtspunkts beeinflusst.