EA017830B1 - Method of a choice of control actions for putting the postemergency operation conditions of a power system in admissable boundaries on a condition of an aperiodic static stability - Google Patents
Method of a choice of control actions for putting the postemergency operation conditions of a power system in admissable boundaries on a condition of an aperiodic static stability Download PDFInfo
- Publication number
- EA017830B1 EA017830B1 EA201201069A EA201201069A EA017830B1 EA 017830 B1 EA017830 B1 EA 017830B1 EA 201201069 A EA201201069 A EA 201201069A EA 201201069 A EA201201069 A EA 201201069A EA 017830 B1 EA017830 B1 EA 017830B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- nodes
- postemergency
- mode
- emergency
- power system
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области электроэнергетики и, в частности, к системам противоаварийного автоматического управления режимом энергосистем.
Известно, что во многом надежность и живучесть ЕЭС России обеспечивается противоаварийным автоматическим управлением.
Одним из важнейших видов противоаварийного автоматического управления является автоматическое предотвращение нарушения устойчивости. При этом в послеаварийном режиме, обусловленном аварийным возмущением, необходимо обеспечить в подлежащем определению опасном сечении нормативный запас устойчивости с учетом нерегулярных колебаний [1]. Из этого следует необходимость решения следующих задач:
расчет предельного режима для заданного возмущения;
определение опасного сечения;
расчет управляющих воздействий (УВ) для ввода послеаварийного режима в допустимую область.
Классическое (по Ляпунову) суждение об устойчивости (или неустойчивости) в малом следует выносить на основе анализа изменений свободных координат системы при отклонении от исследуемого равновесного состояния.
В нашем случае свободными координатами являются модули и фазы узловых напряжений.
Модули и фазы узловых напряжений текущего доаварийного режима определяются путем достоверизации телеизмерений (узловых напряжений, инъекций и перетоков активной мощности) и телесигналов.
Модули и фазы узловых напряжений в послеаварийном режиме, в том числе и в предельном послеаварийном режиме, в общем случае могут быть рассчитаны только путем решения нелинейных уравнений установившегося режима итерационными методами.
Известно решение задач противоаварийного автоматического управления на базе совместного решения уравнений установившегося режима и уравнений границы области предельных режимов, содержащих в качестве параметра коэффициент запаса по устойчивости [2]. Отсутствие блока определения опасного сечения не позволяет учитывать нерегулярные колебания.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ, реализованный в существующих в настоящее время в ЕЭС России адаптивных централизованных системах противоаварийной автоматики (ЦСПА), описанный в [3], в котором:
прогноз послеаварийного режима осуществляется по линеаризованным уравнениям потокораспределения только активной мощности в предположении постоянства модулей узловых напряжений;
анализ устойчивости осуществляется по так называемым узловым моделям, рассчитываемым для каждого узла расчетной схемы контролируемой ЦСПА района.
Каждая узловая модель является эквивалентной схемой всего района управления для конкретного, центрального, узла. Определяется узловая модель путем исключения узлов (узловых напряжений) методом Гаусса (вычислительный аналог известного в электротехнике преобразования звезды в многоугольник) и ветвей методом исключения Жордана. Параметры узловых моделей (сопротивления ветвей, мощности генераторов и нагрузок в центральном узле, величины напряжений и эквивалентных ЭДС) определяются по параметрам исходного режима. Анализ устойчивости сводится к определению существования прогнозируемого режима в узловых моделях и вычислительно является заменой совместного решения нелинейных уравнений установившегося режима расчетной схемы несовместным решением уравнений режима для узловых моделей. Заключение о существовании режима в схеме выносится при существовании режима во всех узловых моделях. Режим считается несуществующим, если он не существует хотя бы для одной узловой модели;
определение опасного сечения осуществляется на базе известного алгоритма Форда-Фалкерсона: линейного прогноза перетоков активной мощности и предельных их значений по каждой из ветвей схемы, определяемых при анализе устойчивости;
расчет объема и мест приложения УВ осуществляется по узловым моделям, с учетом эффективности управления, определяемой по уравнениям прогноза послеаварийного режима.
Основным недостатком методов решения перечисленных выше задач в существующих ЦСПА (прототипе) является серьезность заложенных в них допущений. Следствием этого является необходимость выполнения большой предварительной расчетной работы по созданию расчетной схемы ЦСПА для получения приемлемых по точности результатов и возможная избыточность объема УВ.
Целью предлагаемого изобретения является минимизация объема предварительных расчетов и выбор УВ с минимальным объемом путем повышения точности и прозрачности расчетов на каждом из этапов решения задачи выбора УВ.
Указанная цель достигается тем, что по измеренным и достоверизованным параметрам доаварийного электрического режима энергосистемы (модулей и фаз узловых напряжений, узловых инъекций, перетоков мощности в ветвях) при поступлении сигнала о срабатывании пускового органа определяются (вычисляются) модули и фазы узловых напряжений установившихся послеаварийного и предельного послеаварийного режимов в общепринятой расчетной модели энергосистемы, путем совместного решения
- 1 017830 двух подсистем уравнений: линейных уравнений изменения баланса активной мощности в узлах (для всех узлов кроме опорного), позволяющих осуществить прогноз изменения фаз узловых напряжений и ЭДС генераторов в послеаварийном режиме, в виде
С*Дф =£), где Δφ - вектор изменения фаз узловых напряжений при изменении режима;
Ό - расчетный вектор небалансов активной мощности в узлах схемы, равный на первом итерационном шаге аварийному вектору изменения доаварийного режима;
С - вещественная симметричная матрица, элементами которой являются выражения вида
где I υί I, | иЦ - величины напряжения по концам ветви в узлах ц;
I Уу I, I К1гу I - модули соответственно проводимости и коэффициента трансформации ветви между узлами ί, _); и нелинейных уравнений баланса токов в узлах схемы в виде
где А - известная комплексная матрица проводимостей сети, в диагональные элементы которой входят и проводимости нагрузок, вычисленные по данным их активной и реактивной мощности и величине напряжения в доаварийном режиме;
и - искомый вектор узловых напряжений;
В - вектор правой части, элементами которого являются выражения вида Ед*Уд: произведение комплекса ЭДС генератора на комплекс его проводимости. Некоторым расширением расчетной модели энергосистемы является представление генератора в виде ЭДС за реактивностью, которая по умолчанию принимается достаточно малой величиной - 10-6 Ом. Это практически не влияет на точность расчета ре жимов при сопоставлении с расчетами по известным программным комплексам, но дополнительно позволяет, при необходимости, учесть статизм регулирования напряжения, задав полное сопротивление генератора и коэффициент регулирования по каналу отклонения напряжения от заданной уставки;
формируется оригинальная итерационная процедура расчета режима с применением постоянных обратных матриц С-1 и А-1, свободная от присущей известным модификациям метода Ньютона, применяющихся для расчета уравнений установившегося режима, зависимости сходимости от начального приближения и, как следствие, необходимости утяжеления небольшими шагами для достижения большего предела, минимизирующая объем вычислений;
определяется опасное сечение по критериальной функции
где ί, _) - начальный и конечный узел ветви;
υί I, IЦ) I - величины напряжения в узлах ί и _);
Δφί_ί - изменение угла по ветви;
α - больше или равно 2 и не больше 10 (по умолчанию принято 4);
параметры с суффиксом _о относятся к исходному режиму, с суффиксом _рг - к предельному ре жиму;
осуществляется выбор ступеней УВ на основе перебора всех сочетаний ступеней, разгружающих опасное сечение, и выбора из них необходимого УВ, характеризующегося достаточным объемом и минимальной ценой.
Эффективность и работоспособность предлагаемого способа может быть проиллюстрирована следующим образом.
На чертеже приведена функциональная схема устройства, реализующего заявленный способ на основе цифровой вычислительной техники.
В блоке 1 по измеренным и достоверизованным параметрам доаварийной схемы и доаварийного электрического режима энергосистемы формируются матрицы С и А уравнений установившегося режима. Вычисляются величины ЭДС генераторов. Задается информация о срабатывании пускового органа (ПОр).
В блоке 2 выполняется коррекция схемы, режимных параметров и матриц С и А по ПОр (отключенным ветвям схемы, изменениям генерации и потребления в узлах).
В блоке 3 по данным блоков 1 и 2 вычисляется вектор УиеЬ небалансов (изменений) генерации и потребления активной и реактивной мощности в узлах схемы, обусловленных срабатыванием ПОр. Формируется вектор изменения режима (от доаварийного к послеаварийному) в виде
где Ьу1г - длина Υΐτ.
Формируется вектор нагрузок в узлах схемы для расчета установившихся режимов в послеаварийной схеме в виде
где 8 по - доаварийные нагрузки, скорректированные по ПОр в блоке 2.
В блоке 4 рассчитывается и запоминается режим для значения Ьу1г, равного нулю. В этом режиме
- 2 017830 напряжения в узлах и ЭДС генераторов, по величине и по фазе, совпадают с таковыми в доаварийном режиме (с точностью до заданных малых величин).
При расчете режима учитываются статические характеристики нагрузок по напряжению (в форме полиномов второй степени) и ограничения по выдаче и приему реактивной мощности генераторов. В последнем случае выполняется переход с модели генератора с заданными активной мощностью и величиной генераторного напряжения на модель с заданными активной и реактивной мощностью.
Обращение матриц А и С выполняется один раз с учетом их слабой заполненности. При каждом переходе на модель генератора с заданной активной и реактивной мощностью известными из линейного программирования приемами вычисляются корректирующие множители к обратной матрице А-1, что существенно ускоряет расчет.
Расчет установившегося режима требует задания мощности нагрузок и генераторов. Учет изменения частоты предусматривает задание известной линейной зависимости указанных параметров режима от частоты (с помощью регулирующих эффектов по частоте генерации и потребления). Расчет, для заданного значения Ьущ выполняется циклически до тех пор, пока не станут достаточно близкими последовательно рассчитанные значения потерь активной мощности.
В блоке 5 выполняется расчет предельного послеаварийного режима, который сводится к определению предельного по сходимости значения Ьуй и соответствующих ему электрических параметров режима.
В блоке 6 по результатам работы блоков 4 и 5 выполняется расчет опасного сечения (ОС).
Критериальная функция для определения ветвей-претендентов на ветви опасного сечения (ОС) построена как
КгИ ОС = тах((А<рц_рг - Δφϊ| о)*(а Л(7 — |Ы_рг\*|(7/_рг\ /11Л_о\ /1 Ц]_о\)) (1) где ί, _) - начальный и конечный узел ветви;
I υί |, | Щ I - величины напряжения в узлах ί и
Δφϊ] - изменение угла по ветви;
α - больше или равно 2 и не больше 10 (по умолчанию принято 4);
параметры с суффиксом _о относятся к исходному режиму, с суффиксом _рг - к предельному.
Сконструированный критерий выделения самой опасной ветви дополнен топологическим анализом, в результате которого выявляется цепочка ветвей, смежных с выделенной и с направлением перетока активной мощности, совпадающим с направлением перетока в выделенной ветви. На следующем шаге выделенная ветвь и соответствующая ей цепочка удаляется из анализа. Так продолжается до тех пор, пока выявленная совокупность ветвей не разделит схему на две части. При этом, в общем случае, не все ветви-претенденты образуют опасное сечение, что определяется дополнительным топологическим анализом: узлы ветвей опасного сечения должны входить в разные части.
В блоке 7 выполняется анализ допустимости послеаварийного режима (ПАР) по допустимости перетока в опасном сечении, определяемого предельным перетоком с запасом 8% и с учетом нерегулярных колебаний. Если допустимый переток больше или равен расчетному перетоку в послеаварийном режиме (для Ενίτ = 1), то делается вывод о допустимости послеаварийного режима. В противном случае ответ отрицательный, при этом разница между расчетным и допустимым значениями перетоков определяет необходимую величину разгрузки опасного сечения - Рразгрузки.
В блоке 8 выполняется расчет необходимой величины разгрузки ОС как разницы между расчетным и допустимым значениями перетоков в ОС. Эта величина определяет, с учетом эффективности разгрузки, и величину УВ.
В цикле, организованном по схеме Гаусса, осуществляется выбор УВ в предположении возможности управления генерацией и нагрузкой во всех узлах с непрерывным изменением мощности (вплоть до полного отключения) - назовем как непрерывные УВ.
Распределение УВ типа ОН (отключение нагрузки) выполняется в узлах с наибольшим снижением напряжения.
При распределении УВ типа ОГ (отключение генератора) предпочтение отдается генераторам с наибольшим изменением фазы ЭДС при утяжелении режима (по аналогии со скольжением в динамическом переходном процессе).
Суммарные непрерывные УВ являются исходными данными для выбора ступеней УВ.
В блоке 9 выполняется расчет ступеней УВ на основе перебора всех сочетаний ступеней, разгружающих опасное сечение, и выбора из них УВ с объемом не меньше суммарных непрерывных и с минимальной ценой (назначаемой технологом).
При выборе ступеней, путем проб на понижение или повышение ступеней, осуществляется окончательная балансировка УВ по условиям допустимого небаланса.
Вычислительная эффективность способа обеспечивается использованием постоянных обратных матриц С-1 и А-1 в расчетах предельных режимов.
Тестирование предлагаемого способа в схемах ОЭС Востока, Урала и Тюменской энергосистемы
- 3 017830 позволяет сделать заключение и о высокой результирующей эффективности.
Использованные источники информации
1. Методические рекомендации по устойчивости энергосистем. Утверждены Приказом Минэнерго России № 277 от 30.06.2003 г.
2. Аржанников С.Г., Захаркин О.В., Петров А.М. Оценка запаса устойчивости установившегося режима ЭС и выбор управления для его ввода в допустимую область, электронный журнал Новое в российской электроэнергетике, 2005, № 5.
3. Юдин А.В., Масайлов Ю.В. Разработка расчетного блока оценки устойчивости аварийных режимов и дозировка управляющих воздействий для промышленного варианта централизованной автоматики ОЭС Урала, электронный журнал Новое в российской электроэнергетике, 2003, № 11.
The invention relates to the field of electric power industry and, in particular, to systems of anti-emergency automatic control of the power system mode.
It is known that, in many respects, the reliability and survivability of the UES of Russia is ensured by an emergency control system.
One of the most important types of emergency control is automatic prevention of the violation of stability. At the same time, in the post-accident mode, due to an emergency disturbance, it is necessary to ensure in the dangerous section to be determined a normative margin of stability with regard to irregular fluctuations [1]. This implies the need to solve the following tasks:
calculation of the limiting regime for a given perturbation;
definition of dangerous section;
calculation of control actions (HC) for inputting the postemergency mode in the allowed area.
The classical (according to Lyapunov) judgment on stability (or instability) in the small should be made based on the analysis of changes in the free coordinates of the system when there is a deviation from the studied equilibrium state.
In our case, the free coordinates are the modules and phases of the nodal voltages.
The modules and phases of the nodal voltages of the current pre-emergency mode are determined by verifying telemetry (nodal voltages, injections and active power flows) and tele-signals.
The modules and phases of the node voltages in the post-crash mode, including the ultimate post-crash mode, can generally be calculated only by solving non-linear equations of the steady-state mode using iterative methods.
It is known to solve problems of emergency control based on the joint solution of the equations of the steady state and the equations of the boundary of the region of limiting modes containing the safety factor for the parameter as a parameter [2]. The absence of a dangerous section definition block does not allow for irregular oscillations.
The closest in technical essence to the present invention is a method implemented in the currently existing in the UES of Russia adaptive centralized emergency control automation systems (DSPA), described in [3], in which:
the prediction of the post-emergency mode is carried out using linearized equations for the flow distribution of only active power under the assumption that the modules of nodal voltages are constant;
stability analysis is carried out on the so-called nodal models, calculated for each node of the design scheme controlled DSPS area.
Each nodal model is an equivalent circuit of the entire control area for a specific, central, node. The nodal model is determined by eliminating nodes (nodal voltages) by the Gauss method (a computational analogue of the star-to-polygon known in electrical engineering) and branches by the Jordan elimination method. The parameters of the node models (branch resistance, generator power and loads in the central node, voltage values and equivalent EMF) are determined by the parameters of the initial mode. The stability analysis is reduced to determining the existence of the predicted mode in the nodal models and is computationally replacing the joint solution of nonlinear equations of the steady state computational scheme with an incompatible solution of the mode equations for the nodal models. The conclusion about the existence of a mode in the scheme is made when the mode exists in all the nodal models. A mode is considered non-existent if it does not exist for at least one nodal model;
hazardous section determination is carried out on the basis of the well-known Ford-Fulkerson algorithm: a linear prediction of active power flows and their limiting values for each of the branches of the scheme, determined in the analysis of stability;
the calculation of the volume and places of HC application is carried out according to the nodal models, taking into account the management efficiency determined by the equations of the prediction of the post-accident mode.
The main disadvantage of the methods for solving the above problems in the existing DSPSA (prototype) is the seriousness of the assumptions laid down in them. The consequence of this is the need to perform a large preliminary design work to create a design scheme for DSPA to obtain acceptable results of accuracy and possible redundancy of hydrocarbon volume.
The aim of the invention is to minimize the volume of preliminary calculations and the choice of hydrocarbons with a minimum volume by increasing the accuracy and transparency of the calculations at each stage of solving the problem of choosing hydrocarbons.
This goal is achieved by the fact that the measured and verified parameters of the pre-emergency electric mode of the power system (modules and phases of nodal voltages, nodal injections, power flows in the branches), when a signal about the triggering body starts, determines the nodal voltages of the established after-fault and limiting post-accident regimes in the conventional design model of the power system, by jointly solving
- 1 017830 of two subsystems of equations: linear equations of change in the balance of active power in nodes (for all nodes except the reference one), which allow forecasting the change in phases of nodal voltages and EMF of generators in the post-failure mode,
C * Df = £), where Δφ is the vector of change of the phases of the nodal voltages when the mode changes;
Ό is the calculated unbalance vector of active power in the nodes of the circuit, equal in the first iteration step to the emergency vector of the change in the pre-emergency mode;
С - real symmetric matrix whose elements are expressions of the form
where I υί I, | IC - the magnitude of the voltage at the ends of the branches in the nodes C;
I Yy I, I K1gu I are the modules of conductivity and coefficient of transformation of the branch between the nodes ί, _, respectively); and nonlinear balance equations for currents in circuit nodes as
where A is the well-known complex matrix of the network conductivities, the diagonal elements of which also include the conductivities of the loads calculated from their active and reactive power and the magnitude of the voltage in the pre-emergency mode;
and - the desired vector of nodal voltages;
B - the vector of the right side, the elements of which are expressions of the form Ed * Ud: the product of the EMF generator complex and its conductivity complex. Some extension of the design model of the power system is the representation of the generator in the form of an emf for reactivity, which by default is assumed to be quite small - 10 -6 ohms. This practically does not affect the accuracy of mode calculation when comparing with calculations for known software systems, but additionally allows, if necessary, to take into account the voltage regulation statistics by setting the generator impedance and the control coefficient for the voltage deviation channel from the setpoint;
an original iterative procedure for calculating the regime is formed using the constant inverse matrices C -1 and A -1 , free from the inherent modifications of Newton's method, used to calculate the equations of the steady state, dependence of convergence on the initial approximation and, as a result, the need to be weighted in small steps to achieve a larger limit minimizing the amount of computation;
determined by the dangerous section of the criterial function
where ί, _) is the initial and final node of the branch;
υί I, IC) I - voltage values at nodes ί and _);
Δφί_ί - change the angle along the branch;
α is greater than or equal to 2 and not more than 10 (4 is assumed by default);
parameters with the suffix _o refer to the original mode, with the suffix _rg - to the limit mode;
the selection of hydrocarbon steps is carried out on the basis of busting all combinations of steps that unload the dangerous section, and the choice of the required hydrocarbon, characterized by a sufficient volume and minimum price.
The effectiveness and efficiency of the proposed method can be illustrated as follows.
The drawing shows a functional diagram of a device that implements the claimed method based on digital computing.
In block 1, matrices C and A of the equations of the steady state are formed according to the measured and verified parameters of the pre-emergency scheme and the pre-emergency electric mode of the power system. The values of emf generators are calculated. Set information about the triggering body (POR).
In block 2, the correction of the scheme, operating parameters and matrices C and A is carried out according to POR (disconnected branches of the scheme, changes in generation and consumption in nodes).
In block 3, according to data from blocks 1 and 2, the vector Aux of unbalances (changes) of generation and consumption of active and reactive power in the nodes of the circuit, caused by the operation of PFR, is calculated. Formed vector of mode change (from pre-accident to post-accident) in the form
where Bu1g is the length of Υΐτ.
Formed vector loads in the nodes of the scheme for the calculation of steady-state modes in the postemergency scheme in the form
where 8 is the pre-accident load, corrected by POR in block 2.
In block 4, the mode is calculated and remembered for the value of Bu1r equal to zero. In this mode
- 2 017830 voltages in nodes and EMF of generators, in magnitude and in phase, coincide with those in the pre-emergency mode (up to specified small quantities).
When calculating the mode, the static characteristics of voltage loads (in the form of second-degree polynomials) and limitations on issuing and receiving generator reactive power are taken into account. In the latter case, a transition is made from a generator model with given active power and generator voltage to a model with given active and reactive power.
The inversion of the matrices A and C is performed once, taking into account their weak filling. At each transition to a generator model with a given active and reactive power, methods known from linear programming are calculated by correcting factors to the inverse matrix А -1 , which significantly speeds up the calculation.
The calculation of the steady state requires setting the power of the loads and generators. Accounting for the frequency change involves setting a known linear dependence of the specified mode parameters on the frequency (using regulatory effects on the frequency of generation and consumption). The calculation for a given value of Lusch is performed cyclically until the sequentially calculated values of the active power loss become sufficiently close.
In block 5, the calculation of the limiting postemergency mode is performed, which is reduced to the determination of the limit on the convergence of the value of bo and the corresponding electrical parameters of the mode.
In block 6, based on the results of work of blocks 4 and 5, the dangerous section (OS) is calculated.
The criterion function for determining the candidate branches for dangerous branches (OS) is constructed as
KgI OS = max ((A <rts_rg - Δφϊ | o) * (a L (7 - | Ы_рg * * (7 / _rg / 11L_o \ / 1 C] _o \)) (1) where ί, _) - the start and end node of the branch;
I υί |, | W I - the voltage at the nodes ί and
Δφϊ] - change the angle along the branch;
α is greater than or equal to 2 and not more than 10 (4 is assumed by default);
parameters with the suffix _o refer to the original mode, with the suffix _rg - to the limit.
The constructed criterion for identifying the most dangerous branch was supplemented with a topological analysis, which resulted in the identification of a chain of branches adjacent to the selected and with the direction of the flow of active power, coinciding with the direction of the flow in the selected branch. In the next step, the selected branch and the corresponding chain are removed from the analysis. This continues until the identified set of branches divides the scheme into two parts. In this case, in the general case, not all the candidate branches form a dangerous section, which is determined by additional topological analysis: the nodes of the branches of the dangerous section must be included in different parts.
In block 7, the analysis of the admissibility of the post-emergency mode (PAR) is carried out according to the permissibility of the flow in a dangerous section determined by the marginal flow with a margin of 8% and taking into account irregular fluctuations. If the allowable flow is greater than or equal to the calculated flow in the post-crash mode (for Ενίτ = 1), then the conclusion is made about the admissibility of the post-crash mode. Otherwise, the answer is negative, and the difference between the calculated and permissible values of the flows determines the necessary amount of unloading of the dangerous section - P unloading .
In block 8, the calculation of the required value of OS unloading is performed as the difference between the calculated and permissible values of flows in the OS. This value determines, taking into account the efficiency of unloading, and the magnitude of the HC.
In the cycle organized according to the Gauss scheme, the choice of hydrocarbons is made under the assumption that generation and load can be controlled at all nodes with continuous power changes (up to complete shutdown) - we will call them as continuous hydrocarbons.
The distribution of HC type OH (load shedding) is performed at the nodes with the highest voltage drop.
In the distribution of hydrocarbons of the type of exhaust gas (generator shutdown), preference is given to generators with the greatest change in the phase of the EMF when the mode is weighted (by analogy with the slip in the dynamic transient process).
Total continuous HCs are the initial data for the selection of HC levels.
In block 9, the calculation of hydrocarbon steps is carried out on the basis of enumeration of all combinations of steps that unload the dangerous section, and the choice of hydrocarbons with a volume not less than the total continuous and with a minimum price (assigned by the technologist).
When selecting steps, by means of tests for lowering or raising steps, the final balancing of the hydrocarbons is carried out according to the conditions of permissible unbalance.
The computational efficiency of the method is ensured by using constant inverse matrices C -1 and A -1 in the calculations of the limit modes.
Testing of the proposed method in the ECO East, Ural and Tyumen energy systems
- 3 017830 allows to make a conclusion about the high resultant efficiency.
Information sources used
1. Guidelines for the stability of power systems. Approved by Order of the Ministry of Energy of Russia No. 277 of 06/30/2003
2. Arzhannikov S.G., Zakharkin O.V., Petrov A.M. Assessment of the sustainability margin of the steady state power system and the choice of management for its entry into an acceptable area, electronic journal New in the Russian electric power industry, 2005, No. 5.
3. Yudin A.V., Masailov Yu.V. Development of a calculation unit for assessing the sustainability of emergency conditions and the dosage of control actions for the industrial version of the centralized automation of the UES of UES, electronic journal New in the Russian electric power industry, 2003, No. 11.
Claims (1)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012130976/07A RU2012130976A (en) | 2012-07-20 | 2012-07-20 | METHOD FOR CHOOSING CONTROLLING IMPACTS FOR ENTRY OF POST-EMERGENCY MODE OF POWER SYSTEM IN ACCEPTABLE AREA UNDER CONDITION OF AERIODIC STATIC STABILITY |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201201069A1 EA201201069A1 (en) | 2012-12-28 |
| EA017830B1 true EA017830B1 (en) | 2013-03-29 |
Family
ID=47427514
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201201069A EA017830B1 (en) | 2012-07-20 | 2012-08-30 | Method of a choice of control actions for putting the postemergency operation conditions of a power system in admissable boundaries on a condition of an aperiodic static stability |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA017830B1 (en) |
| RU (1) | RU2012130976A (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2547224C1 (en) * | 2013-09-16 | 2015-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Системный Оператор Единой Энергетической Системы" | System for monitoring stability margin of electrical power system |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU868918A1 (en) * | 1980-01-24 | 1981-09-30 | Казахское Отделение Ордена Октябрьской Революции Всесоюзного Государственного Проектно-Изыскательского И Научно-Исследовательского Института Энергетических Систем И Электрических Сетей "Энергосетьпроект" | Method of antiemergency control of turbine power |
| EP1261096A1 (en) * | 2001-05-21 | 2002-11-27 | Abb Research Ltd. | Stability prediction for an electric power network |
| EP1324458A2 (en) * | 2001-12-24 | 2003-07-02 | ABB Technology AG | A method of the identification of weak and/or strong branches of an electric power transmission system |
-
2012
- 2012-07-20 RU RU2012130976/07A patent/RU2012130976A/en unknown
- 2012-08-30 EA EA201201069A patent/EA017830B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU868918A1 (en) * | 1980-01-24 | 1981-09-30 | Казахское Отделение Ордена Октябрьской Революции Всесоюзного Государственного Проектно-Изыскательского И Научно-Исследовательского Института Энергетических Систем И Электрических Сетей "Энергосетьпроект" | Method of antiemergency control of turbine power |
| EP1261096A1 (en) * | 2001-05-21 | 2002-11-27 | Abb Research Ltd. | Stability prediction for an electric power network |
| EP1324458A2 (en) * | 2001-12-24 | 2003-07-02 | ABB Technology AG | A method of the identification of weak and/or strong branches of an electric power transmission system |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| "Новое в Российской электроэнергетике", Энергопресс, No. 11, ноябрь 2003, с. 38-42, 44 [онлайн], [найдено 24.09.2012]. Найдено из Интернет: * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012130976A (en) | 2014-01-27 |
| EA201201069A1 (en) | 2012-12-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Džafić et al. | Multi-phase state estimation featuring industrial-grade distribution network models | |
| CA2894256C (en) | Methods of computing steady-state voltage stability margins of power systems | |
| Jirjees et al. | Voltage stability enhancement based on voltage stability indices using FACTS controllers | |
| Mueller et al. | An efficient method of determining operating points of droop-controlled microgrids | |
| Mendoza-Araya et al. | Impedance matching based stability criteria for AC microgrids | |
| CN108565852A (en) | A kind of Contingency screening and ranking method of the bulk power grid Voltage Stability Evaluation of three progress step by step | |
| WO2020245752A1 (en) | Method and system for assessing the island mode micronetwork stability | |
| Magalhaes et al. | A parameterization technique for the continuation power flow developed from the analysis of power flow curves | |
| EA017830B1 (en) | Method of a choice of control actions for putting the postemergency operation conditions of a power system in admissable boundaries on a condition of an aperiodic static stability | |
| CN106199193A (en) | Double-fed blower fan impedance hardware-in-the-loop test system and method | |
| JP6067289B2 (en) | Reduced model creation device, creation method and creation program for power system | |
| CN105186440A (en) | Relaying protection fixed value setting method based on electromechanical transient method | |
| Abdelaziz et al. | Assessment of droop-controlled islanded microgrid maximum loadability | |
| US20140117948A1 (en) | Voltage control apparatus, control method therefor, and voltage control program therefor | |
| Zalitis et al. | A distance protection based on the estimation of system model parameters | |
| Shekochihin et al. | State estimation programs application for computation problems solution of electrical power systems steady-state modes based on operating restrictions | |
| Song et al. | Determination of load shedding for power-flow solvability using outage-continuation power flow (OCPF) | |
| Rabby et al. | Bifurcation analysis to identify voltage collapse in bangladesh power system | |
| CN108155645B (en) | Closed loop judgment method and device for factory and mine power distribution network | |
| Jayawardene et al. | Cellular computational extreme learning machine network based frequency predictions in a power system | |
| Seo et al. | Determination of reactive power compensation considering large disturbances for power flow solvability in the korean power system | |
| Chakraborty et al. | Off-line voltage security assessment of power transmission systems using UVSI through artificial neural network | |
| JP6666290B2 (en) | Power system reduced model creation device and power system reduced model creation method | |
| Swartz et al. | The Impact of Three-phase Impedances on the Stability of DER systems | |
| Pakade et al. | Optimal Placement of PMUs and Phasor Estimation Using OPAL-RT Real-Time Simulator |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KG TJ RU |