RU2638632C1 - Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем - Google Patents

Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем Download PDF

Info

Publication number
RU2638632C1
RU2638632C1 RU2016147856A RU2016147856A RU2638632C1 RU 2638632 C1 RU2638632 C1 RU 2638632C1 RU 2016147856 A RU2016147856 A RU 2016147856A RU 2016147856 A RU2016147856 A RU 2016147856A RU 2638632 C1 RU2638632 C1 RU 2638632C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
module
analog
digital conversion
mathematical model
modules
Prior art date
Application number
RU2016147856A
Other languages
English (en)
Inventor
Алексей Александрович Суворов
Александр Сергеевич Гусев
Юрий Сергеевич Боровиков
Алмаз Омурзакович Сулайманов
Михаил Владимирович Андреев
Николай Юрьевич Рубан
Руслан Александрович Уфа
Венера Алмазовна Сулайманова
Original Assignee
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" filed Critical Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет"
Priority to RU2016147856A priority Critical patent/RU2638632C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2638632C1 publication Critical patent/RU2638632C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B15/00—Systems controlled by a computer
    • G05B15/02—Systems controlled by a computer electric
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B19/00—Programme-control systems
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06G—ANALOGUE COMPUTERS
    • G06G7/00—Devices in which the computing operation is performed by varying electric or magnetic quantities
    • G06G7/48—Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators
    • G06G7/62—Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators for electric systems or apparatus

Abstract

Изобретение относится к области моделирования электроэнергетических систем. Технический результат - воспроизведение единого непрерывного спектра квазиустановившихся и переходных процессов в оборудовании и электроэнергетической системе и формирование решений-рекомендаций для диспетчера по эффективному и оптимальному управлению их состоянием при разных режимах работы. Для этого предложен комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем, который содержит модуль сервера, который соединен с модулем принятия решений, автоматизированным рабочим местом диспетчера, оперативно-информационным комплексом и модулем линейной связи, который соединен с модулями электрической машины, количество которых соответствует количеству электрических машин, с модулями линии электропередач, количество которых соответствует количеству линий электропередач, с модулями трансформатора, количество которых соответствует количеству трансформаторов, с модулями нагрузки, количество которых соответствует количеству нагрузок, и с модулем коммутатора. Все модули электрической машины, модули линии электропередач, модули трансформатора и модули нагрузки соединены с модулем коммутатора. 7 ил.

Description

Изобретение относится к области моделирования электроэнергетических систем и может быть использовано для формирования и проверки решений диспетчерского персонала в нормальных, аварийных и послеаварийных ситуациях в электроэнергетических системах.
Известен комплекс поддержки принятия решений при управлении региональными электроэнергетическими системами [Вороненко Д.И. Информационная система поддержки принятия решений при управлении региональными энергосистемами // Вестник НТУ «ХПИ». Энергетика: надежность и энергоэффективность. - 2010. - №1 - с. 62-69], выбранный в качестве прототипа, в котором модуль сервера соединен с модулем виртуального моделирования, с модулем принятия решений, с автоматизированным рабочим местом диспетчерского персонала и с оперативно-информационным комплексом, содержащим телесигналы и телеизмерения режимных величин. Модуль виртуального моделирования содержит соединенные между собой блок выбора моделей и блок активных моделей, который содержит блок прогноза категорий, блок прогноза изменений и блок прямого прогноза.
Этот комплекс предназначен для региональных электроэнергетических систем и не позволяет моделировать различные аварийные ситуации, а решения-рекомендации направлены только на регулирование спроса на электроэнергию и носят прогнозный характер.
Предложенный комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем, так же, как в прототипе, содержит модуль сервера, который соединен с модулем принятия решений, автоматизированным рабочим местом диспетчера и оперативно-информационным комплексом.
Согласно изобретению модуль сервера соединен с модулем линейной связи, который соединен с модулями электрической машины, количество которых соответствует количеству электрических машин, с модулями линии электропередач, количество которых соответствует количеству линий электропередач, с модулями трансформатора, количество которых соответствует количеству трансформаторов, с модулями нагрузки, количество которых соответствует количеству нагрузок, и с модулем коммутатора. Все модули электрической машины, модули линии электропередач, модули трансформатора и модули нагрузки соединены с модулем коммутатора. Каждый модуль электрической машины содержит модуль микропроцессорный, который соединен с модулем линейной связи, с модулем расчета математической модели, с модулем аналого-цифрового преобразования и с модулем продольно-поперечной коммутации. Модуль расчета математической модели соединен с модулем аналого-цифрового преобразования, с первым, вторым и третьим преобразователями напряжение-ток, выход которых соединен с модулем расчета математической модели, с модулем аналого-цифрового преобразования и с модулем продольно-поперечной коммутации, выход которого соединен с модулем коммутатора. Каждый модуль линии электропередач содержит второй модуль микропроцессорный, который соединен с модулем линейной связи, со вторым модулем расчета математической модели, со вторым модулем аналого-цифрового преобразования, со вторым и третьим модулями продольно-поперечной коммутации. Модуль расчета математической модели соединен со вторым модулем аналого-цифрового преобразования и с четвертым, пятым, шестым, седьмым, восьмым, девятым преобразователями напряжение-ток. Выходы четвертого, шестого и восьмого преобразователей напряжение-ток связаны со вторым модулем расчета математической модели, со вторым модулем аналого-цифрового преобразования и с третьим модулем продольно-поперечной коммутации, который соединен с модулем коммутатора. Выходы пятого, седьмого и девятого преобразователей напряжение-ток связаны со вторым модулем расчета математической модели, со вторым модулем аналого-цифрового преобразования и со вторым модулем продольно-поперечной коммутации, который соединен с модулем коммутатора. Каждый модуль трансформатора содержит третий модуль микропроцессорный, который соединен с модулем линейной связи, с третьим модулем расчета математической модели, с третьим модулем аналого-цифрового преобразования, с четвертым и n-ым модулями продольно-поперечной коммутации, где n - количество обмоток трансформатора, причем 2≤n≤5. Третий модуль расчета математической модели соединен с третьим модулем аналого-цифрового преобразования, с десятым, одиннадцатым, двенадцатым, (3n+7)-ым, (3n+8)-ым, (3n+9)-ым преобразователями напряжение-ток. Выходы десятого, одиннадцатого, двенадцатого преобразователей напряжение-ток связаны с третьим модулем расчета математической модели, с третьим модулем аналого-цифрового преобразования и с четвертым модулем продольно-поперечной коммутации, который соединен с модулем коммутатора. Выходы (3n+7)-ого, (3n+8)-ого, (3n+9)-ого преобразователей напряжение-ток связаны с третьим модулем расчета математической модели, с третьим модулем аналого-цифрового преобразования и с n-ым модулем продольно-поперечной коммутации, который соединен с модулем коммутатора. Каждый модуль нагрузки содержит четвертый модуль микропроцессорный, который соединен с модулем линейной связи, с модулями расчета математической модели фазы А, фазы В, фазы С, с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации. Модуль расчета математической модели фазы А связан с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования и с тринадцатым преобразователем напряжение-ток, выход которого соединен с модулем расчета математической модели фазы А, с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации, который соединен с модулем коммутатора. Модуль расчета математической модели фазы В соединен с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования и с четырнадцатым преобразователем напряжение-ток, выход которого соединен с модулем расчета математической модели фазы В, с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации. Модуль расчета математической модели фазы С соединен с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования и с пятнадцатым преобразователем напряжение-ток, выход которого соединен с модулем расчета математической модели фазы С, с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации.
Предложенный комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем, по сравнению с прототипом, имеет расширенные функциональные и информационные возможности, так как обеспечивает воспроизведение единого непрерывного спектра квазиустановившихся и переходных процессов в реальном времени и на неограниченном интервале времени в оборудовании и электроэнергетической системе в целом. Это позволяет сформировать решения-рекомендации для диспетчера по эффективному и оптимальному управлению состоянием оборудования и электроэнергетической системы в целом при всевозможных нормальных, аварийных и послеаварийных режимах их работы. Комплекс обеспечивает автоматизированное и автоматическое управление, в том числе функциональное, параметрами всех модулей электрической машины, всех модулей линии электропередач, всех модулей трансформатора, всех модулей нагрузки и комплекса в целом. Преобразование с помощью преобразователей напряжение-ток непрерывных переменных фазных токов моделируемого оборудования в соответствующие им модельные физические токи обеспечивает адекватное воспроизведение спектра всевозможных трехфазных продольных и поперечных коммутаций, включая пофазные, а также естественное взаимодействие оборудования и электроэнергетической системы в целом в реальном времени.
На фиг. 1 представлена структурная схема комплекса поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем.
На фиг. 2 изображена структурная схема модуля электрической машины 4 (МЭМa).
На фиг. 3 изображена структурная схема модуля линии электропередач 5 (МЛb).
На фиг. 4 изображена структурная схема модуля трансформатора 6 (МТc).
На фиг. 5 изображена структурная схема модуля нагрузки 7 (MHd).
На фиг. 6 изображена схема замещения фазы нагрузки.
На фиг. 7 изображена структура алгоритма действий диспетчерского персонала по принятию различных функциональных решений.
Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем (фиг. 1) содержит модуль сервера 1 (МС); модуль принятия решений 2 (МПР); модуль линейной связи 3 (МЛС); а-тое количество модулей электрической машины 4 (МЭМa), где а - количество электрических машин, b-тое количество модулей линии электропередач 5 (МЛb), где b - количество линий электропередач, с-тое количество модулей трансформатора 6 (МТc), где с - количество трансформаторов, d-тое количество модулей нагрузки 7 (МНd), где d - количество нагрузок, модуль коммутатора 8 (МК).
Входы/выходы модуля сервера 1 (МС) соединены с автоматизированным рабочим местом диспетчера (на фиг. 1 не показано), с модулем принятия решений 2 (МПР), с модулем линейной связи 3 (МЛС) и с оперативно-информационным комплексом (на фиг. 1 не показан).
Входы/выходы модуля линейной связи 3 (МЛС) соединены с каждым модулем электрической машины 4 (МЭМa), с каждым модулем линии электропередач 5 (МЛb), с каждым модулем трансформатора 6 (МТc), с каждым модулем нагрузки 7 (MHd) и с модулем коммутатора 8 (МК).
Трехфазный вход/выход каждого модуля электрической машины 4 (МЭМa), первый и второй трехфазный вход/выход каждого модуля линии электропередач 5 (МЛb), первый и n-ый трехфазный вход/выход каждого модуля трансформатора 6 (МТc), где n - количество обмоток трансформатора, причем 2≤n≤5, трехфазный вход/выход каждого модуля нагрузки 7 (MHd) соединены с k-ым трехфазным входом/выходом модуля коммутатора 8 (МК), где k=a+2⋅b+n⋅c+d.
Все модули электрической машины 4 (МЭМa) (фиг. 2) реализованы одинаково и каждый содержит модуль микропроцессорный 9 (ММП1), вход/выход которого соединен с модулем линейной связи 3 (МЛС), с модулем расчета математической модели 10 (МРММ1), с модулем аналого-цифрового преобразования 11 (МАЦП1) и с модулем продольно-поперечной коммутации 12 (МППК1).
Аналоговые выходы модуля расчета математической модели 10 (МРММ1) соединены с модулем аналого-цифрового преобразования 11 (МАЦП1) и с первым 13 (ПНТ1), со вторым 14 (ПНТ2), с третьим 15 (ПНТ3) преобразователями напряжение-ток, выходы которых соединены с входом модуля расчета математической модели 10 (МРММ1), с модулем аналого-цифрового преобразования 11 (МАЦП1) и с трехфазным входом/выходом модуля продольно-поперечной коммутации 12 (МППК1), который соединен с трехфазным входом/выходом модуля коммутатора 8 (МК).
Все модули линии электропередач 5 (МЛb) (фиг. 3) реализованы одинаково и каждый содержит второй модуль микропроцессорный 16 (ММП2), вход/выход которого соединен с модулем линейной связи 3 (МЛС), со вторым модулем расчета математической модели 17 (МРММ2), со вторым модулем аналого-цифрового преобразования 18 (МАЦП2), со вторым 19 (МППК2) и третьим 20 (МППК3) модулями продольно-поперечной коммутации.
Аналоговые выходы второго модуля расчета математической модели 17 (МРММ2) соединены со вторым модулем аналого-цифрового преобразования 18 (МАЦП2) и с четвертым 21 (ПНТ4), с пятым 22 (ПНТ5), с шестым 23 (ПНТ6), с седьмым 24 (ПНТ7), с восьмым 25 (ПНТ8), с девятым 26 (ПНТ9) преобразователями напряжение-ток.
Выходы четвертого 21 (ПНТ4), шестого 23 (ПНТ6) и восьмого 25 (ПНТ8) преобразователей напряжение-ток соединены с входом второго модуля расчета математической модели 17 (МРММ2), с входом второго модуля аналого-цифрового преобразования 18 (МАЦП2) и с трехфазным входом/выходом третьего модуля продольно-поперечной коммутации 20 (МППК3), который соединен с трехфазным входом/выходом модуля коммутатора 8 (МК).
Выходы пятого 22 (ПНТ5), седьмого 24 (ПНТ7) и девятого 26 (ПНТ9) преобразователей напряжение-ток соединены с входом второго модуля расчета математической модели 17 (МРММ2), с входом второго модуля аналого-цифрового преобразования 18 (МАЦП2) и с трехфазным входом/выходом второго модуля продольно-поперечной коммутации 19 (МППК2), который соединен с трехфазным входом/выходом модуля коммутатора 8 (МК).
Все модули трансформатора 6 (МЛс) (фиг. 4) реализованы одинаково и каждый содержит третий модуль микропроцессорный 27 (ММП3), вход/выход которого соединен с модулем линейной связи 3 (МЛС), с третьим модулем расчета математической модели 28 (МРММ3), с третьим модулем аналого-цифрового преобразования 29 (МАЦП3), с четвертым 30 (МППК4) и n-ым 31 (МППКn) модулями продольно-поперечной коммутации.
Аналоговые выходы третьего модуля расчета математической модели 28 (МРММ3) соединены с третьим модулем аналого-цифрового преобразования 29 (МАЦП3) и с десятым 32 (ПНТ10), с одиннадцатым 33 (ПНТ11), с двенадцатым 34 (ПНТ12), с (3n+7)-ым 35 (ПНТ3n+7), с (3n+8)-ым 36 (ПНТ3n+8), с (3n+9)-ым 37 (ПНТ3n+9) преобразователями напряжение-ток.
Выходы десятого 32 (ПНТ10), одиннадцатого 33 (ПНТ11), двенадцатого 34 (ПНТ12) преобразователей напряжение-ток соединены со входом третьего модуля расчета математической модели 28 (МРММ3), с входом третьего модуля аналого-цифрового преобразования 29 (МАЦП3) и с трехфазным входом/выходом четвертого модуля продольно-поперечной коммутации 30 (МППК4), который соединен с трехфазным входом/выходом модуля коммутатора 8 (МК).
Выходы (3n+7)-ого 35 (ПНТ3n+7), (3n+8)-ого 36 (ПНТ3n+8), (3n+9)-ого 37 (ПНТ3n+9) преобразователей напряжение-ток соединены с входом третьего модуля расчета математической модели 28 (МРММ3), с входом третьего модуля аналого-цифрового преобразования 29 (МАЦП3) и с трехфазным входом/выходом n-ого модуля продольно-поперечной коммутации 31 (МППКn), который соединен с трехфазным входом/выходом модуля коммутатора 8 (МК).
Все модули нагрузки 7 (MHd) (фиг. 5) реализованы одинаково, и каждый содержит четвертый модуль микропроцессорный 38 (ММП4), вход/выход которого соединен с модулем линейной связи 3 (МЛС), с модулями расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА), фазы В 40 (МРММфВ), фазы С 41 (МРММфС), с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования 42 (МАЦП4) и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации 43 (МППК5).
Аналоговые выходы модуля расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА) соединены с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования 42 (МАЦП4) и с тринадцатым преобразователем напряжение-ток 44 (ПНТ13), выход которого соединен с входом модуля расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА), с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования 42 (МАЦП4) и с трехфазным входом/выходом пятого модуля продольно-поперечной коммутации 43 (МППК5), который соединен с трехфазным входом/выходом модуля коммутатора 8 (МК).
Аналоговые выходы модуля расчета математической модели фазы В 40 (МРММфВ) соединены с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования 42 (МАЦП4) и с четырнадцатым преобразователем напряжение-ток 45 (ПНТ14), выход которого соединен с входом модуля расчета математической модели фазы В 40 (МРММфВ), с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования 42 (МАЦП4) и с трехфазным входом/выходом пятого модуля продольно-поперечной коммутации 43 (МППК5).
Аналоговые выходы модуля расчета математической модели фазы С 41 (МРММфС) соединены с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования 42 (МАЦП4) и с пятнадцатым преобразователем напряжение-ток 46 (ПНТ15), выход которого соединен с входом модуля расчета математической модели фазы С 41 (МРММфС), с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования 42 (МАЦП4) и с трехфазным входом/выходом пятого модуля продольно-поперечной коммутации 43 (МППК5).
Модуль сервера 1 (МС) и модуль принятия решений 2 (МПР) реализованы с помощью серийных микропроцессоров, например LPC2368FBD100. Модуль линейной связи 3 (МЛС) реализован с помощью серийных управляемых сетевых коммутаторов, например MGS3520-28. Модули микропроцессорные 9 (ММП1), 16 (ММП2), 27 (ММП3), 38 (ММП4) реализованы с помощью серийных микропроцессоров, например AT91SAM7X256. Модули аналого-цифрового преобразования 11 (МАЦП1), 18 (МАЦП2), 29 (МАЦП3), 42 (МАЦП4) реализованы с помощью серийных интегральных аналого-цифровых преобразователей, например МАХ1324ЕСМ. Все модули продольно-поперечной коммутации 12 (МППК1), 19 (МППК2), 20 (МППК3), 30 (МППК4), 31 (МППКn), 43 (МППК5) реализованы с помощью серийных интегральных микросхем цифроуправляемых аналоговых ключей, например МАХ4661, варьируя положением которых можно осуществлять все виды коммутаций и несимметрий. Все преобразователи напряжение-ток 13 (ПНТ1), 14 (ПНТ2), 15 (ПНТ3), 21 (ПНТ4), 22 (ПНТ5), 23 (ПНТ6), 24 (ПНТ7), 25 (ПНТ8), 26 (ПНТ9), 32 (ПНТ10), 33 (ПНТ11), 34 (ПНТ12), 35 (ПНТ3n+8), 36 (ПНТ3n+7), 37 (ПНТ3n+9), 44 (ПНТ13), 45 (ПНТ14), 46 (ПНТ15) реализованы с помощью осуществляющих эту функцию серийных интегральных микросхем, например AD534KDZ. Все модули расчета математической модели 10 (МРММ1), 17 (МРММ2), 28 (МРММ3) и модули расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА), фазы В 40 (МРММфВ) и фазы С 41 (МРММфС) реализованы с помощью серийных интегральных микроэлектронных цифро-аналоговых преобразователей, например AD 5443, и операционных усилителей, например ОР 2177, и представляют собой параллельные цифро-аналоговые структуры неявного методически точного с гарантированной инструментальной ошибкой непрерывного интегрирования в реальном времени систем дифференциальных уравнений трехфазных математических моделей соответствующего оборудования электроэнергетической системы. Модуль коммутатора 8 (МК) реализован с помощью серийных интегральных микросхем матриц цифроуправляемых аналоговых ключей, например МТ8816АЕ.
Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем работает следующим образом.
При включении напряжения питания с оперативно-информационного комплекса поступают телесигналы и телеизмерения в модуль сервера 1 (МС), и соответствующие им цифровые коды от модуля сервера 1 (МС) через модуль линейной связи 3 (МЛС) подаются в каждый модуль электрической машины 4 (МЭМa), в каждый модуль линии электропередач 5 (МЛb), в каждый модуль трансформатора 6 (МТc), в каждый модуль нагрузки 7 (МНd) на управляющие входы цифроуправляемых аналоговых ключей модулей продольно-поперечной коммутации 12 (МППК1), 19 (МППК2), 20 (МППК3), 30 (МППК4), 31 (МППКn), 43 (МППК5), определяя их состояние.
В то же время цифровые коды, формируемые в модуле сервера 1 (МС) согласно топологии моделируемой электроэнергетической системе, через модуль линейной связи 3 (МЛС) подаются в модуль коммутатора 8 (МК), в котором матрица цифроуправляемых аналоговых ключей образует необходимую топологию моделируемой электроэнергетической системы.
Тем самым осуществляют взаимодействие моделируемого оборудования и всевозможные продольные и поперечные трехфазные коммутации, включая пофазные, на модельном физическом уровне.
Одновременно из базы данных модуля сервера 1 (МС) через модуль линейной связи 3 (МЛС) цифровые коды, соответствующие параметрам решаемых в каждом модуле электрической машины 4 (МЭМa), в каждом модуле линии электропередач 5 (МЛb), в каждом модуле трансформатора 6 (МТc), в каждом модуле нагрузки 7 (MHd) систем дифференциальных уравнений трехфазных математических моделей указанного моделируемого оборудования электроэнергетической системы передаются и записываются в регистры памяти цифро-аналоговых преобразователей модулей расчета математической модели 10 (МРММ1), 17 (МРММ2), 28 (МРММ3) и модулей расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА), фазы В 40 (МРММфВ), фазы С 41 (МРММфС). Начинается процесс непрерывного неявного интегрирования дифференциальных уравнений трехфазных математических моделей соответствующего оборудования электроэнергетической системы.
В модуле расчета математической модели 10 (МРММ1) реализуется математическая модель электрической машины, определяемая системой дифференциальных уравнений вида:
Figure 00000001
где Tj - постоянная инерции ротора;
ω - частота вращения ротора;
KM - многофункциональный коэффициент учета потерь на трение в подшипниках вала ротора и деформаций на его скручивание;
Ммех - для генераторов момент турбины, получаемый в результате моделирования в микропроцессорном модуле 9 (ММП1) соответствующего первичного двигателя, а для двигателей, воспроизводимый также в микропроцессорном модуле 9 (ММП1), момент сопротивления приводимого механизма
МC=МСТ+Мωωn,
где МСТ - частотно-независимая составляющая МC;
МСТ=mСТ⋅KЗ⋅cosϕn;
Мω - частотно-зависимая часть МС;
Figure 00000002
;
mСТ - статический момент;
KЗ - коэффициент загрузки;
cosϕn - угол нагрузки;
ωн - номинальная частота вращения;
n - показатель степени, определяемый спецификой конкретных приводимых механизмов;
Ψd, iq, Ψq, id - потокосцепления и составляющие токи статора в системе d, q;
Figure 00000003
,
Figure 00000004
и ωΨq, ωΨd - соответствующие трансформаторные э.д.с. и э.д.с. вращения;
r a - активное сопротивление статорной обмотки;
ud, uq - составляющие напряжения статора в системе d, q;
Ψƒ - потокосцепление обмотки возбуждения;
iƒ - ток возбуждения;
rƒ - активное сопротивление обмотки возбуждения;
uƒ - напряжение возбуждения;
ΨD, WQ и iD, iQ - потокосцепления и токи соответствующих демпферных контуров;
rD, rQ - сопротивления демпферных контуров;
Eid, Eiq - внутренние э.д.с. в воздушном зазоре в осях d, q;
x a d и x a q - сопротивления взаимоиндукции в соответствующих осях между контурами ротора и статора;
xσ, xσƒ и xσD, xσQ - сопротивления рассеяния контуров статора, возбуждения и соответствующих демпферных контуров;
а уравнения координатных преобразований d, q
Figure 00000005
А,В,С переменных токов и напряжений имеют вид:
Figure 00000006
В модуле микропроцессорном 9 (ММП1) реализуется математическая модель системы возбуждения; автоматического регулятора частоты и мощности, момент сопротивления приводимого механизма и первичного двигателя (паровая или гидравлическая турбина), причем коэффициенты, параметры, определяющие дифференциальные уравнения и передаточные функции реализуемой математической модели гидравлической турбины идентичны паровой турбине за изменением расхода воды и наличия гидроудара, определяемые системой дифференциальных уравнений вида:
Figure 00000007
Figure 00000008
где UК, UМУ, UB - напряжение в каналах компаундирования, магнитного усилителя, возбудителя;
IК, IМУ, IB - токи в каналах компаундирования, магнитного усилителя, возбудителя;
ТУК, ТМУ, ТВ, KУК, KМУ, KВ - постоянные времени и коэффициенты передачи каналов компаундирования, магнитного усилителя, возбудителя;
Uг - напряжение на гибкой обратной связи;
Uƒ - напряжение возбуждения;
Тг - постоянная времени канала на гибкой обратной связи;
Т'', Т' - постоянные времени канала гибкой обратной связи в демпферных и переходных контурах;
μη - промежуточное положение золотника регулятора турбины;
Tη - постоянная времени промежуточного положения золотника; μСВО μСВЗ - открытие и закрытие окон золотника сервомотора регулирующих клапанов;
μЗВО, μЗВЗ - открытие и закрытие поршня золотника сервомотора; ТЗВО, ТЗВЗ - постоянные времени перемещения поршня золотника в положение открытия и закрытия;
ДПП - расход пара пароперегревателя;
ρПП - давление пара на выходе пароперегревателя;
ТПП - постоянные времени пароперегревателя;
ДВД - расход пара паровой объем части высокого давления;
ДВ - расход пара через часть высокого давления;
ТВД - постоянные времени расхода в части высокого давления;
Дв - расход воды, определяемый в соответствии с законом истечения жидкости через задвижку направляющего аппарата;
H* - относительное превышение напора воды перед задвижкой направляющего аппарата;
V - скорость потока воды;
Нн - номинальный напор воды;
а - скорость распространения волны гидроудара;
τГ - фаза гидроудара;
Lв - длина водовода;
РЭ - мощность нагрузки;
РГ - мощность генератора;
KИМ - коэффициент передачи канала измерителя мощности;
ТИМ - постоянная времени канала измерителя мощности;
ωЧК - угловая частота частотного корректора;
КЧК - коэффициент передачи канала частотной коррекции;
ТЧК - постоянная времени канала частотной коррекции;
ωΔЧ - добавка частоты канала частотной коррекции;
PМУТ - установленное значение мощности механизма управления турбиной;
ТМУТ - постоянная времени механизма управления турбиной;
РΔМ - изменение мощности агрегата;
РНК - корректирующее воздействие;
KП и KНКН - коэффициенты передачи канала начальной динамической коррекции неравномерности быстродействующего контура;
ρПП - давления пара за промежуточным пароперегревателем;
РЭГП - мощность электрогидравлической приставки;
ТЭГП - постоянная времени канала электрогидравлической приставки;
KЭГП - коэффициент передачи канала электрогидравлической приставки.
В модуле расчета математической модели 17 (МРММ2) осуществляется непрерывное решение системы следующих дифференциальных уравнений, составленных для Т-образной схемы замещения линии электропередачи:
Figure 00000009
где ξ=А, В, С - индекс обозначения фаз;
1, 2-индексы принадлежности параметров и переменных к левому и правому плечам схемы замещения;
Lξ1, Lξ2 - индуктивности фаз;
Mмф1, Ммф2 - междуфазные взаимоиндукции;
iξ1, iξ2 - фазные токи;
Uξ1, Uξ2 - фазные напряжения;
Uξc - напряжение на поперечной проводимости схемы замещения;
L01, L02 - индуктивности соответствующих контуров для тока нулевой последовательности;
3i01, 3i02 - токи нулевой последовательности;
rξ1, rξ2 - сопротивления фаз;
r01, r02 - сопротивления соответствующих контуров для тока нулевой последовательности;
rmƒ1 и Lmƒ1 - сопротивление и индуктивность n-го числа параллельных линий, оказывающих воздействие на левое плечо моделируемой линии;
rmƒ2 и Lmƒ2 - сопротивление и индуктивность n-го числа параллельных линий, оказывающих воздействие на правое плечо моделируемой линии;
3i0ƒ1, 3i0ƒ2 - токи нулевой последовательности n-го числа параллельных линий;
Figure 00000010
- емкостная поперечная проводимость фаз;
Figure 00000011
- активная поперечная проводимость фаз;
iξc - емкостной ток фаз;
iξR - ток утечки фаз.
В модуле расчета математической модели 28 (МРММ3) осуществляется непрерывное решение системы следующих дифференциальных уравнений, составленных для схемы замещения трехфазного многообмоточного трансформатора:
Figure 00000012
где Wξn - число витков n-ой обмотки фазы ξ;
Φξ - значение основного магнитного потока фазы ξ;
Lξn - индуктивность рассеивания n-ой обмотки фазы ξ;
iξn - значение тока в n-ой обмотке фазы ξ;
rξn - активное сопротивление n-ой обмотки фазы ξ;
uξn - значение напряжения n-ой обмотки фазы ξ;
Fξμ - намагничивающая сила электромагнитной системы фазы ξ n-обмоточного трансформатора, определяемая кривой намагничивания Fξμ≡iμξ=ƒ(Φξ).
В модуле расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА), фазы В 40 (МРММфВ) и фазы С 41 (МРММфС) осуществляется решение следующего дифференциального уравнения, соответствующего схеме замещения (фиг. 6):
Figure 00000013
где UξH - напряжения на входе/выходе схемы замещения ξ-ой фазы нагрузки;
UN - напряжение нейтрали;
iξH - ток ξ-ой фазы нагрузки;
RξH и LξH - активное сопротивление и индуктивность рассеивания ξ-ой фазы нагрузки.
На выходе модулей расчета математической модели 10 (МРММ1), 17 (МРММ2), 28 (МРММ3) модулей расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА), фазы В 40 (МРММфВ), фазы С 41 (МРММфС) в результате решений систем дифференциальных уравнений трехфазных математических моделей оборудования электроэнергетический системы формируются математические переменные фазных токов, которые представлены непрерывными изменениями напряжений.
Сформированные на выходе модулей расчета математической модели 10 (МРММ1), 17 (МРММ2) и 28 (МРММ3) математические переменные фазных токов поступают в соответствующие модули аналого-цифрового преобразования 11 (МАЦП1), 18 (МАЦП2) и 29 (МАЦП3). Сформированные на выходе модулей расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА), фазы В 40 (МРММфВ) и фазы С 41 (МРММфС) математические переменные фазных токов поступают в модуль аналого-цифрового преобразования 43 (МАЦП5).
В то же время с помощью преобразователей напряжение-ток 13 (ПНТ1), 14 (ПНТ2), 15 (ПНТ3), 21 (ПНТ4), 22 (ПНТ5), 23 (ПНТ6), 24 (ПНТ7), 25 (ПНТ8), 26 (ПНТ9), 32 (ПНТ10), 33 (ПНТ11), 34 (ПНТ12), 35 (ПНТ3n+8), 36 (ПНТ3n+7), 37 (ПНТ3n+9), 44 (ПНТ13), 45 (ПНТ14), 46 (ПНТ15) эти математические переменные фазных токов преобразуются в соответствующие им модельные физические токи. На выходах всех указанных преобразователей напряжение-ток формируются определяемые этими токами соответствующие переменные в виде узловых напряжений, которые по каналам обратной связи подаются в соответствующие блоки:
- от преобразователей напряжение-ток 13 (ПНТ1), 14 (ПНТ2), 15 (ПНТ3) к модулю расчета математической модели 10 (МРММ1) (фиг. 2);
- от преобразователей напряжение-ток 21 (ПНТ4), 22 (ПНТ5), 23 (ПНТ6), 24 (ПНТ7), 25 (ПНТ8), 26 (ПНТ9) к модулю расчета математической модели 17 (МРММ2) (фиг. 3);
- от преобразователей напряжение-ток 32 (ПНТ10), 33 (ПНТ11), 34 (ПНТ12), 35 (ПНТ3n+8), 36 (ПНТ3n+7), 37 (ПНТ3n+9) к модулю расчета математической модели 28 (МРММ3) (фиг. 4);
- от преобразователя напряжение-ток 44 (ПНТ13) к модулю расчета математической модели фазы А 39 (МРММфА) (фиг. 5);
- от преобразователя напряжение-ток 45 (ПНТ14) к модулю расчета математической модели фазы В 40 (МРММфВ) (фиг. 5);
- от преобразователя напряжение-ток 46 (ПНТ15) к модулю расчета математической модели фазы С 41 (МРММфС) (фиг. 5).
В то же время сформированные на выходах преобразователей напряжение-ток 13 (ПНТ1), 14 (ПНТ2), 15 (ПНТ3) переменные в виде узловых напряжений подаются в модуль аналого-цифрового преобразования 11 (МАЦП1) и через модуль продольно-поперечной коммутации 12 (МППК1) в модуль коммутатора 8 (фиг. 2).
Сформированные на выходах преобразователей напряжение-ток 21 (ПНТ4), 23 (ПНТ6), 25 (ПНТ8) переменные в виде узловых напряжений подаются в модуль аналого-цифрового преобразования 20 (МАЦП3) и через модуль продольно-поперечной коммутации 20 (МППК3) в модуль коммутатора 8 (фиг. 3).
Сформированные на выходах преобразователей напряжение-ток 22 (ПНТ5), 24 (ПНТ7), 26 (ПНТ9) переменные в виде узловых напряжений подаются в модуль аналого-цифрового преобразования 19 (МАЦП2) и через модуль продольно-поперечной коммутации 19 (МППК2) в модуль коммутатора 8 (фиг. 3).
Сформированные на выходах преобразователей напряжение-ток 32 (ПНТ10), 33 (ПНТ11), 34 (ПНТ12) переменные в виде узловых напряжений подаются в модуль аналого-цифрового преобразования 30 (МАЦП4) и через модуль продольно-поперечной коммутации 30 (МППК4) в модуль коммутатора 8 (фиг. 4).
Сформированные на выходах преобразователей напряжение-ток 35 (ПНТ3n+7), 36 (ПНТ3n+8), 37 (ПНТ3n+9) переменные в виде узловых напряжений подаются в модуль аналого-цифрового преобразования 31 (МАЦПn) и через модуль продольно-поперечной коммутации 31 (МППКn) в модуль коммутатора 8 (фиг. 4).
Сформированные на выходах преобразователей напряжение-ток 44 (ПНТ13), 45 (ПНТ14), 46 (ПНТ15) переменные в виде узловых напряжений подаются в модуль аналого-цифрового преобразования 43 (МАЦП5) и через модуль продольно-поперечной коммутации 43 (МППК5) в модуль коммутатора 8 (фиг. 5).
Таким образом, моделируемое оборудование взаимодействует на физическом уровне, аналогично тому, как это происходит в реальной электроэнергетической системе.
Одновременно все полученные данные из модуля аналого-цифрового преобразования 18 (МАЦП2) поступают в модуль микропроцессорный 16 (ММП2) и через модуль линейной связи 3 (МЛС 3) поступают в модуль сервера 1 (МС). Все полученные данные из модуля аналого-цифрового преобразования 29 (МАЦП3) поступают в модуль микропроцессорный 27 (ММП3) и через модуль линейной связи 3 (МЛС 3) поступают в модуль сервера 1 (МС). Все полученные данные из модуля аналого-цифрового преобразования 42 (МАЦП4) поступают в модуль микропроцессорный 38 (ММП4) и через модуль линейной связи 3 (МЛС 3) поступают в модуль сервера 1 (МС). Все полученные данные из модуля аналого-цифрового преобразования 11 (МАЦП1) поступают в модуль микропроцессорный 9 (ММП1) и через модуль линейной связи 3 (МЛС 3) поступают в модуль сервера 1 (МС).
В то же время полученные данные из модуля сервера 1 (МС) передаются в автоматизированное рабочее место диспетчера (на фиг. 1 не показано), тем самым диспетчер отслеживает текущее схемно-режимное состояние моделируемой электроэнергетической системы.
После установления текущего схемно-режимного состояния моделируемой электроэнергетической системы, цифровые коды, соответствующие моделируемой аварии в электроэнергетической системе, с автоматизированного рабочего места диспетчера поступают в модуль сервера 1 (МС) и через модуль линейной связи 3 (МЛС) передаются в каждый модуль электрической машины 4 (МЭМа), в каждый модуль линии электропередач 5 (МЛb), в каждый модуль трансформатора 6 (МТc), в каждый модуль нагрузки 7 (MHd), в которых осуществляется математическое моделирование соответствующего оборудования электроэнергетической системы, аналогично тому, как было описано ранее.
Цифровые коды, соответствующие результатам математического моделирования, через модуль линейной связи 3 (МЛС) и модуль сервера 1 (МС) передаются в модуль принятия решений 2 (МПР), в котором реализуется алгоритм действий диспетчерского персонала по принятию различных функциональных решений (фиг. 7). Далее цифровой код, соответствующий сформированному решению-рекомендации, передается через модуль сервера 1 (МС) в автоматизированное рабочее места диспетчера. В результате осуществляется проверка допустимости и эффективности принимаемых решений диспетчерским персоналом.
Таким образом, предложенный комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем обеспечивает возможность моделирования нормальных, аварийных и послеаварийных ситуаций в любой реальной электроэнергетической системе и позволяет сформировать решения-рекомендации для диспетчера по эффективному и оптимальному управлению состоянием оборудования и электроэнергетической системы в целом при всевозможных нормальных, аварийных и послеаварийных режимах их работы.

Claims (1)

  1. Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем, содержащий модуль сервера (1), который соединен с модулем принятия решений (2), автоматизированным рабочим местом диспетчера, оперативно-информационным комплексом, отличающийся тем, что модуль сервера (1) соединен с модулем линейной связи (3), который соединен с модулями электрической машины (4), количество которых соответствует количеству электрических машин, с модулями линии электропередач (5), количество которых соответствует количеству линий электропередач, с модулями трансформатора (6), количество которых соответствует количеству трансформаторов, с модулями нагрузки (7), количество которых соответствует количеству нагрузок, и с модулем коммутатора (8), при этом все модули электрической машины (4), модули линии электропередач (5), модули трансформатора (6), модули нагрузки (7) соединены с модулем коммутатора (8); причем каждый модуль электрической машины (4) содержит модуль микропроцессорный (9), который соединен с модулем линейной связи (3), с модулем расчета математической модели (10), с модулем аналого-цифрового преобразования (11) и с модулем продольно-поперечной коммутации (12), а модуль расчета математической модели (10) соединен с модулем аналого-цифрового преобразования (11), с первым (13), вторым (14) и третьим (15) преобразователями напряжение-ток, выход которых соединен с модулем расчета математической модели (10), с модулем аналого-цифрового преобразования (11) и с модулем продольно-поперечной коммутации (12), выход которого соединен с модулем коммутатора (8); каждый модуль линии электропередач (5) содержит второй модуль микропроцессорный (16), который соединен с модулем линейной связи (3), со вторым модулем расчета математической модели (17), со вторым модулем аналого-цифрового преобразования (18), со вторым (19) и третьим (20) модулями продольно-поперечной коммутации, а второй модуль расчета математической модели (17) соединен со вторым модулем аналого-цифрового преобразования (18) и с четвертым (21), пятым (22), шестым (23), седьмым (24), восьмым (25), девятым (26) преобразователями напряжение-ток, выходы четвертого (21), шестого (23) и восьмого (25) преобразователей напряжение-ток связаны со вторым модулем расчета математической модели (17), со вторым модулем аналого-цифрового преобразования (18) и с третьим модулем продольно-поперечной коммутации (20), который соединен с модулем коммутатора (8), выходы пятого (22), седьмого (24) и девятого (26) преобразователей напряжение-ток связаны со вторым модулем расчета математической модели (17), со вторым модулем аналого-цифрового преобразования (18) и со вторым модулем продольно-поперечной коммутации (19), который соединен с модулем коммутатора (8); каждый модуль трансформатора (6) содержит третий модуль микропроцессорный (27), который соединен с модулем линейной связи (3), с третьим модулем расчета математической модели (28), с третьим модулем аналого-цифрового преобразования (29), с четвертым (30) и n-ым (31) модулями продольно-поперечной коммутации, где n - количество обмоток трансформатора, причем 2≤n≤5, а третий модуль расчета математической модели (28) соединен с третьим модулем аналого-цифрового преобразования (29), с десятым (32), одиннадцатым (33), двенадцатым (34), (3n+7)-ым (35), (3n+8)-ым (36), (3n+9)-ым (37) преобразователями напряжение-ток, выходы десятого (32), одиннадцатого (33), двенадцатого (34) преобразователей напряжение-ток связаны с третьим модулем расчета математической модели (28), с третьим модулем аналого-цифрового преобразования (29) и с четвертым модулем продольно-поперечной коммутации (30), который соединен с модулем коммутатора (8), выходы (3n+7)-ого (35), (3n+8)-ого (36), (3n+9)-ого (37) преобразователей напряжение-ток связаны с третьим модулем расчета математической модели (28), с третьим модулем аналого-цифрового преобразования (29) и с n-ым модулем продольно-поперечной коммутации (31), который соединен с модулем коммутатора (8); каждый модуль нагрузки (7) содержит четвертый модуль микропроцессорный (38), который соединен с модулем линейной связи (3), с модулями расчета математической модели фазы А (39), фазы В (40), фазы С (41), с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования (42) и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации (43), а модуль расчета математической модели фазы А (39) связан с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования (42) и с тринадцатым преобразователем напряжение-ток (44), выход которого соединен с модулем расчета математической модели фазы А (39), с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования (42) и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации (43), который соединен с модулем коммутатора (8), а модуль расчета математической модели фазы В (40) соединен с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования (42) и с четырнадцатым преобразователем напряжение-ток (45), выход которого соединен с модулем расчета математической модели фазы В (40), с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования (42) и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации (43), а модуль расчета математической модели фазы С (41) соединен с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования (42) и с пятнадцатым преобразователем напряжение-ток (46), выход которого соединен с модулем расчета математической модели фазы С (41), с четвертым модулем аналого-цифрового преобразования (42) и с пятым модулем продольно-поперечной коммутации (43).
RU2016147856A 2016-12-07 2016-12-07 Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем RU2638632C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016147856A RU2638632C1 (ru) 2016-12-07 2016-12-07 Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016147856A RU2638632C1 (ru) 2016-12-07 2016-12-07 Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2638632C1 true RU2638632C1 (ru) 2017-12-14

Family

ID=60718826

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016147856A RU2638632C1 (ru) 2016-12-07 2016-12-07 Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2638632C1 (ru)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU106975U1 (ru) * 2011-03-30 2011-07-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Северо-Кавказский горно-металлургический институт (государственный технологический университет) (СКГМИ ГТУ) Геоинформационная система мониторинга экологической и электромагнитной совместимости электроэнергетических объектов
RU2541911C2 (ru) * 2010-07-30 2015-02-20 Эксенчер Глоубл Сервисиз Лимитед Интеллектуальное ядро системы
US9461471B2 (en) * 2012-06-20 2016-10-04 Causam Energy, Inc System and methods for actively managing electric power over an electric power grid and providing revenue grade date usable for settlement

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2541911C2 (ru) * 2010-07-30 2015-02-20 Эксенчер Глоубл Сервисиз Лимитед Интеллектуальное ядро системы
RU106975U1 (ru) * 2011-03-30 2011-07-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Северо-Кавказский горно-металлургический институт (государственный технологический университет) (СКГМИ ГТУ) Геоинформационная система мониторинга экологической и электромагнитной совместимости электроэнергетических объектов
US9461471B2 (en) * 2012-06-20 2016-10-04 Causam Energy, Inc System and methods for actively managing electric power over an electric power grid and providing revenue grade date usable for settlement

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ВОРОНЕНКО Д.И., Информационная система поддержки принятия решений при управлении региональными энергосистемами, Вестник НТУ "ХПИ", 2010, стр. 62-69. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Zamzam et al. Optimal water–power flow-problem: Formulation and distributed optimal solution
Yang et al. Static voltage security region-based coordinated voltage control in smart distribution grids
Maiti et al. An adaptive speed sensorless induction motor drive with artificial neural network for stability enhancement
Fernando et al. A novel quasi-decentralized functional observer approach to LFC of interconnected power systems
CN104598671A (zh) 一种基于在线数据的数字电网构建方法
Alaraifi et al. Design considerations of superconducting fault current limiters for power system stability enhancement
Xu et al. High-speed electromagnetic transient (EMT) equivalent modelling of power electronic transformers
Alvarez-Herault et al. An original smart-grids test bed to teach feeder automation functions in a distribution grid
Tosatto et al. Market integration of HVDC lines: Internalizing HVDC losses in market clearing
Taheri et al. Adaptive robust optimal transmission switching considering the uncertainty of net nodal electricity demands
Vanfretti et al. A Modelica power system component library for model validation and parameter identification
Ramasubramanian et al. Positive sequence induction motor speed control drive model for time‐domain simulations
RU2638632C1 (ru) Комплекс поддержки принятия решений диспетчерским персоналом электроэнергетических систем
Stock et al. Optimal reactive power management for transmission connected distribution grid with wind farms
Manolis et al. MAS based demand response application in port city using reefers
Orfanogianni A flexible software environment for steady-state power flow optimization with series FACTS devices
Alzate et al. A novel central voltage-control strategy for smart LV distribution networks
Guorui et al. Influence of different practical models on the first swing stability of turbine generators
Alkaabi et al. Simplified power flow modeling approach considering on-load tap changers
Dafis An observability formulation for nonlinear power systems modeled as differential algebraic systems
Mahmud et al. Zero dynamic excitation controller for multimachine power systems to augment transient stability and voltage regulation
Skwarski et al. Multi-objective optimal sizing of shunt braking resistor for transient state improvement
CN109412188A (zh) 一种基于非线性规划的柔性直流输电混合仿真平台参数优化方法
Martynyuk et al. Voltage regulation of a linear section of an extended distribution network with thyristor regulators of booster voltage (TRBV)
Zouggar et al. Neural control of the self-excited induction generator for variable-speed wind turbine generation