Совершенствование структуры и алгоритмов противоаварийного управления ЭЭС для предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Панасецкий, Даниил Александрович

• Панасецкий, Даниил Александрович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Панасецкий, Даниил Александрович

ОГЛАВЛЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Русскоязычные сокращения:

Англоязычные сокращения:

Введение

ГЛАВА 1 Характеристика проблемы и постановка задачи диссертации

1.1 Анализ закономерностей развития системных аварий

1.2 Анализ механизмов системных аварий и роли ПАУ в их предотвращении и ликвидации

1.3 Описание принципов и методов ПАУ ЕЭС России

1.3.1 Общая характеристика принципов ПАУ

1.3.2 Структура, аппаратная база, и алгоритмы централизованного ПАУ в рамках системы АПНУ

1.3.3 Краткосрочные перспективы развития системы АПНУ

1.4 Необходимость совершенствования структуры и алгоритмов ПАУ ЕЭС России с учетом возможного внедрения средств противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий

1.4.1 Расширенная классификация принципов ПАУ и их аппаратной реализации

1.5 Возможность использования мультиагентпого подхода для моделирования децентрализованной адаптивной ПА

1.6 Постановка задачи диссертации

ГЛАВА 2 Принципы организации и алгоритмы функционирования автоматик предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий

2.1 Принципы построения мультиагентпых систем управления

2.2 Автоматика предотвращения лавины напряжения

2.2.1 Модели элементов ЭЭС для исследования лавины напряжения

2.2.2 Место распределенной автоматики предотвращения лавины напряжения в существующей структуре ПАУ ЕЭС России

2.2.3 Принципы организации и алгоритмы функционирования ав-

томатики предотвращения лавины напряжения

2.3 Автоматика предотвращения каскадного отключения лиши"!

2.3.2 Место распределенной автоматики предотвращения каскадного отключения линий в существующей структуре ПАУ ЕЭС России

2.3.3 Принципы организации и алгоритмы функционирования автоматики предотвращения каскадного отключения линий

2.4 Выводы к главе 2

ГЛАВА 3 Программная реализация МАА

3.1 Общая концепция программной реализации MAC ПАУ

3.2 Агентная платформа JADE

3.2.1 Создание и идентификация агентов

3.2.2 Реализация поведения агентов

3.2.3 Реализация механизма обмена сообщениями

3.3 Объединение и синхронизация расчетной и агентной сред

3.3.1 Механизм обмена информацией между MatLab/PSAT и JADE

3.4 Программная реализация MAC предотвращения лавины напряжения

3.4.1 Программная реализация поведения агентов в рамках MAC предотвращения лавины напряжения

3.4.2 Описание протоколов межагеитиого взаимодействия MAC предотвращения лавины напряжения

3.5 Программная реализация MAC предотвращения каскадного отключения линий

3.6 Выводы к главе 3

ГЛАВА 4 Исследование поведения МАА с использованием разработанной

программной реализации

4.1 Исследование поведения МАА предотвращения лавины напряжения

4.1.1 Описание тестовой схемы для исследования поведения МАА предотвращения лавины напряжения

4.1.2 Тестовое возмущение №1. Отключение трансформатора BnslOl - Bus208 в момент времени t=10 с

4.1.3 Тестовое возмущение .№2. Отключение трансформатора BuslOl - Bus208 в момент времени t=10 с, отключение генератора Bus309 в момент времени t=300 с. Отказ АГ Bus201

4.1.4 Тестовое возмущение №3. Отключение BJI 201 - 202 в момент времени t=5 с. Отключение трансформатора BuslOl - Bus208 в момент времени t=10 с. Реализация У В от MAC ПАУ. В работе все АГ и АН

4.1.5 Анализ результатов моделирования автоматики предотвращения лавины напряжения

4.2 Исследование поведения МАА предотвращения каскадного отключения линий

4.2.1 Описание тестовой схемы для исследование поведения МАА предотвращения каскадного отключения линий

4.2.2 Анализ возмущений

4.2.3 Анализ результатов работы МАА предотвращения каскадного отключения линий

4.2.4 О возможности применения алгоритмов МАА предотвращения каскадного отключения линий при реализации интеллектуальной автоматики САОН г. Иркутска

4.3 Выводы к главе 4

Заключение

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Список использованных источников

Список публикаций соискателя

ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные в формате PSAT. Тестовая схема

для исследования лавины напряжения

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Результаты расчета УР. Тестовая схема для исследования лавины напряжения

ПРИЛОЖЕНИЕ В Исходные данные в формате PSAT. 28-узловая тестовая схема

ПРИЛОЖЕНИЕ Г Результаты расчета У Р. 28-узловая тестовая схема

ПРИЛОЖЕНИЕ Д Результаты работы МАА предотвращения каскадного

отключения линий

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Русскоязычные сокращения:

АГ - Агент генератора АД - Асинхронный двигатель

АДВ - Устройство автоматической дозировки воздействий АДП - Аварийно допустимый переток мощности АЗД - Автоматическое запоминание дозировок АЛАР - Автоматика ликвидации асинхронных режимов АН - Агент нагрузки

АОПН - Автоматика ограничения повышения напряжения АОПО - Автоматика ограничения перегрузки оборудования АОПЧ - Автоматика ограничения повышения частоты АОСН - Автоматика ограничения снижения напряжения АОСЧ -Автоматика ограничения снижения частоты АП - Агснтная платформа АПВ - Автоматическое повторное включение АПК - Аппаратно-программный комплекс

АПНУ - Автоматика предотвращения нарушения устойчивости АРВ - Автоматические! регулятор возбуждения

АРКТ - Автоматический регулятор коэффициента трансформации

АРС - Автоматический регулятор скорости вращения турбины

АРЧМ - Автоматика регулирования частоты и перетоков активной мощности

АСДУ - Автоматическая система диспетчерского управления

AT - Автотрансформатор

АХ - Асинхронный ход

АЧР Автоматическая частотная разгрузка БА Бокс агент

БСК - Батарея статических конденсаторов

БУ - Балансирующий узел

ВЛ - Высоковольтная линия электропередачи

ВПТ - Вставка постоянного тока

ГГ - Гидрогенератор

ГТУ - Газотурбинная установка

ГЭС - Гидроэлектростанция

ДАУ - Дифферснциально-алгебраичсскис уравнения

ДЗ - Дистанционная защита

ДРТ - Длительная разгрузка турбины

ДС - Деление сети

ДХН - Динамические характеристики нагрузки

ЕЭС - Единая энергетическая система

ЗМН - Защита минимального напряжения

ИИ - Искусственный интеллект

ИРМ - Источник реактивной мощности

ИИ - Измерительный преобразователь

ИРТ - Импульсная разгрузка турбины

КА - Конечный автомат

КГУ - Концентрированные генерирующие узлы КЗ - Короткое замыкание КИР - Контроль предшествующего режима КС - Капал связи

КСПА - Координирующая система противоаварийиой автоматики

ЛАПНУ - Локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости

МАА - Мультиагептпая автоматика

МАС - Мультиагентная система

ОВЛ - Отключение воздушной линии

О Г - Отключение генератора

ОДУ - Объединенное диспетчерское управление

ОИК - Оперативно-информационный комплекс

ОН - Отключение нагрузки

ОП - ограничитель перегрузки АРВ по току ротора

ОР - Отключение реактора

ОРУ - Открытое распределительное устройство

ПА - Противоаварийпая автоматика

ПАУ - Противоаварийное управление

ПО - Программное обеспечение

ПС - Подстанция

ПТК - Программно-технический комплекс РДУ - Региональное диспетчерское управление РЗ - Релейная защита РЗА - Релейная защита и автоматика

РПН - Регулятор коэффициента трансформации под нагрузкой PC - Регулятор скорости РТ - Разгрузка турбины

САОН - Специальная автоматика отключения нагрузки СД - Синхронный двигатель

СМПР - Система мониторинга переходных режимов (отечественный аналог WAMS)

СН - Собственные нужды СО - Системный оператор

ССПИ - Система сбора и передачи информации

СТК - Статический тиристорный компенсатор

СХН - Статические характеристики нагрузки

СЧХ - Статическая частотная характеристика

СШ - Сборные шины

ТГ - Турбогенератор

TT - Трансформатор тока

ТЭС - Тепловая Электростанция

ТЭЦ - Теплоэлектроцентраль

УВ - Управляющсе(ие) воздсйствис(я)

УКПА - Узловой комплекс ПА

УОН - Устройство отключения нагрузки

УПАСК - Устройство передачи аварийных сигналов и команд

УПК - Устройство продольной компенсации

УР - Установившийся режим

УШР - Управляемый шунтирующий реактор

ФАМ - Форсировка активной мощности

ФВ - Форсировка возбуждения

ФОГ - Устройство фиксации отключения генератора

ФОЛ - Устройство фиксации отключения линии

ФОТ - Устройство фиксации отключения трансформатора

ФРМ - Форсировка реактивной мощности

ФПТ - Фазоповоротпый трансформатор

ЦСПА - Централизованная система противоаварийной автоматики ЧАПВ - Частотное автоматическое повторное включение (АПВ после АЧР) ЧДА - Частотная делительная автоматика ШР - Шунтирующий реактор ЭК - Энергокомпания

ЭМПП - Электромеханический переходный процесс ЭЭС - Электроэнергетическая система ЭС - Энергосистема ЭО - Энергообъединепие Q - Реактивная мощность

Англоязычные сокращения:

ACL - Agent Command Language

AID - Agent Identifier

AMS - Agent Management System

IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers

FACTS - Flexible Alternating Current Transmission Systems

FIPA - The Foundation for Intelligent, Physical Agents

GPS - Global Positioning System

JADE - Java Agent DEvelopment framework

MatLab - Matrix Laboratory

NERC - North American Electric Reliability Council

PMU - Phasor Measurement Unit

PSAT - Power System Analysis Toolbox

WACS - Wide-Area Control System

WAMS - Wide-Area Monitoring System

WSCC - Western Electricity Coordinating Council

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование структуры и алгоритмов противоаварийного управления ЭЭС для предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий»

Введение

Актуальность работы. Вопросы устойчивости и токовой перегрузки связей крайне важны при проектировании и эксплуатации энергосистем (ЭС). Можно выделить три характерных вида ограничений: токовые ограничения (термическая стойкость элементов сети), ограничения по напряжению (устойчивость узлов нагрузки), ограничения по параллельной работе генераторов (устойчивость параллельной работы генераторов).

Преобладание того или иного ограничения напрямую связано со структурными особенностями рассматриваемой ЭС. Токовые ограничения и ограничения по напряжению являются определяющими для систем со сложной мно-гоконтурпой структурой, в которых преобладают линии средней протяженности (крупные промышленные центры, сети мегаполисов). Характерными примерами таких ЭС являются большинство западных энергообъединений (ЭО). Устойчивость параллельной работы генераторов является основным ограничивающим фактором при исследовании протяженных межспстемпых связей и ЭС, для которых характерно наличие длинных линий. В связи с географической протяженностью территории, удаленностью производителей и потребителей электрической энергии, основополагающей для ЕЭС России является устойчивость параллельной работы.

В последние десятилетия в ЭС промышлепно развитых стран мира (США и страны ЕС) происходили крупные системные аварии [1-15], повлекшие за собой значительные ущербы. Современное развитие экономики России в условиях рынка способствует формированию крупных промышленных и деловых центров, свойства элетросетевой структуры которых схожи со свойствами западных ЭО. Можно ожидать, что в ближайшем будущем системные аварии в сетях мегаполисов и крупных промышленных центров России будут протекать по «западному» сценарию. При этом определяющим фактором будет устойчивость узлов нагрузки потребителей и перегрузка элементов сети, а не устойчивость параллельной работы генераторов. Первой крупной системно!! аварией по «западному» сценарию, произошедшей в ЕЭС России, была авария в Московской ЭС в мае 2005 года. Данная авария произошла при нормальной частоте, когда после отключения ряда линий, в результате лавинообразного снижения напряжения произошло отключение значительной генерирующей мощности и большого числа потребителей. Таким образом, задача противодействия лавине иапрлж.еним и каскадному отключению линий в ЕЭС России становятся все более и более актуальны.

Системы противоаварийного управления (ПАУ) призваны не допускать нарушения устойчивости. Ключевая роль в ликвидации аварийной ситуации

принадлежит именно системам противоаварпйиой автоматики (ПА). Анализ, выполненный в работах отечественных и зарубежных авторов [1-3], позволил определить ряд недостатков современных систем ПАУ, которые явились причиной катастрофического развития аварии в западных ЭО. В качестве основных моо/спо выделить низкий уровень отказоустой^твости элементов, а тако/се отсутствие координации локальных устройств. Данные недостатки свойственны и отечественной системе ПАУ. Следовательно, разработка средств противодействия лавине напряжения и токовой перегрузке связей должна, в том числе, обеспечить координацию локальных устройств автоматики с учетом повышенных требований к отказоустойчивости.

Повышение отказоустойчивости возможно за счет повышения уровня избыточности (переход к критериям N-2 и М-3). Однако излишняя избыточность, как правило, связана с неоправданно высокими финансовыми затратами, а в ряде случаев вообще нереализуема. Проблема координации локальных устройств может быть решена путем передачи функций координации комплексам централизованной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Однако излишняя централизация приведет к существенному росту стоимости реализации комплексов, а также будет способствовать дальнейшему снижению надежности их функционирования вследствие повышения структурной сложности составляющих их систем. Менее очевидным, по более эффективным способом повышения отказоустойчивости и обеспечения координации локальны,х устройств ПАУ является частичная децентрализация ПА с внедрением адаптивных алгоритмов и передачей части (функций на уровень локальных устройств ПАУ, а такэюе на уровень низовых устройств автоматики АПНУ (комплексы локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ)).

В настоящее время в структуре ПАУ ЕЭС России широкое применение нашли лишь принципы локального и централизованного управления. В связи с этим, обозначенная выше децентрализация алгоритмов не мооюст быть реализована без совершенствования существующей структуры системы ПА. Таким образом, при разработке средств противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий требуется не только предложить новые алгоритмы, но и усовершенствовать саму структуру ПАУ ЕЭС России.

В рамках настоящей работы решаются актуальные задает создания децентрализованных адаптивных алгоритмов ПА па базе мультпагентного подхода для борьбы с лавиной напряжения и каскадным отключением линий. Автоматика па базе предлагаемых алгоритмов в состоянии повысить отказоустойчивость существующей системы, а также взять на себя часть функций координации локальных устройств автоматики в рамках комплексов автома-

тики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) и ЛАПЫУ (система АП-НУ). При этом предлагаемые алгоритмы новой децентрализованной системы ПАУ не противоречат существующей структуре ПА, а лишь дополняют ее. Реализация алгоритмов возможна, в том числе, в рамках создаваемой в ЕЭС России интеллектуальной ЭС с активно-адаптивной сетыо (ИЭС ААС).

Целыо работы является разработка принципов совершенствования существующей структуры ПАУ, а также разработка и проверка (с использованием численных моделей) мультиагентиых алгоритмов децентрализованного адаптивного управления ЭЭС для предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

1. Обоснование необходимости совершенствования существующей структуры и алгоритмов ПАУ ЕЭС России с целыо предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

2. Разработка алгоритмов и принципов реализации децентрализованной адаптивной автоматики предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

3. Разработка программного обеспечения (ПО) на базе мультиагентного подхода, необходимого для численной проверки предложенных алгоритмов.

4. Проверка алгоритмов противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий па численных моделях с использованием разработанного ПО.

Научная новизна. В результате выполнения работы получены новые научные результаты:

1. Предложены новые подходы к совершенствованию существующей структуры ПАУ ЕЭС России, которые позволят внедрить децентрализованные адаптивные алгоритмы противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий.

2. Разработаны новые мультиагентпые алгоритмы и принципы реализации распределенных адаптивных систем для предотвращения каскадного развития аварий, вызванных нарушением устойчивости по напряжению или перегрузкой элементов сети.

3. Предложены, па базе разработанных алгоритмов, новые принципы повышения отказоустойчивости систем ПАУ, основанные па частичной децентрализации с внедрением свойств адаптивности, что, в свою очередь, позволит отказаться от избыточного резервирования систем ПАУ.

4. Решена новая задача реализации компьютерной модели системы ПАУ, использующей мультиагентные алгоритмы распределенного адаптивного управления.

На защиту выносятся:

1. Новые подходы к совершенствованию существующей структуры ПАУ ЕЭС России, которые позволят внедрить децентрализованные адаптивные алгоритмы противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий.

2. Принципы реализации отказоустойчивых распределенных адаптивных систем ПАУ предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

3. Мультиагентные алгоритмы распределенных адаптивных систем ПАУ предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

4. Программное обеспечение, предназначенное для моделирования муль-

тиагеитных децентрализованных адаптивных систем ПАУ.

Методы исследования. Реализация подходов выполнена с использованием элементов теорий искусственного интеллекта, конечных автоматов, методов теории оптимизации. Моделирование поведения ЭС выполнялось с использованием систем алгебраических (уравнения установившегося режима (УР) ЭС) и дифференциально-алгебраических уравнений (уравнения динамики ЭС). Программная реализация выполнена с использованием объектио-ориентироваииого и структурного подходов на базе системы MatLab (расчетная среда пакета PSAT), а также на базе агептпой платформы JADE. Объединение расчетной и агептпой сред выполнено с использованием объектпо-ориентировапного языка JAVA.

Практическая значимость результатов. Предложенные алгоритмы и

программная реализация использовались в рамках следующих работ:

1. Международный проект ICOEUR. посвященный стратегии объединения ЕЭС России и Европейской ЭЭС. В частности, предложенная автором концепция объединения расчетной и агептпой сред была реализована в программном комплексе Eurostag [16]. Полученная гибридная программная среда использовалась для решения широкого круга задач в рамках проекта ICOEUR.

2. НИР «Разработка принципов построения и алгоритмов распределенной адаптивной САОН в Иркутской ЭЭС.»

3. Программные средства моделирования поведения ЭЭС, разработанные при выполнении настоящей работы, применялись для решения широкого круга задач в рамках различных НИОКР: ОКР «Разработка принципов функционирования ЛАПНУ Харанорской ГРЭС»; НИР «Разработка концепции Smart Grid с учётом развития сети 220кВ энергосистемы

ОАО «Магаданэпсрго»; НИР «Расчет электрических режимов энергосистемы Магаданской области для выбора вариантов организации электроснабжения месторождения «Родионовское» и т.д.

Публикации. Основные методические положения диссертации и результаты исследований опубликованы в 26 работах, в том числе, две работы в изданиях, рекомендованных ВАК [1—А,2—А], и 3 работы в реферируемых зарубежных изданиях [3-А,4-А,5-А]. Получен 1 патент на способ автоматического распределенного отключения нагрузки для целей снижения перетоков активной мощности по элементам энергосистемы при их перегрузке.

Личный вклад автора. Все теоретические и методические положения,

данные численного эксперимента, а также аналитические результаты были

1

получены лично соискателем. Постановка задач и анализ результатов обсуждались совместно с научным руководителем.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из четырех глав, списка сокращений, введения, заключения, списка использованных источников из 101 наименования, списка публикаций соискателя из 27 наименований и пяти приложений. Работа включает 188 страниц основного текста, 77 рисунков и 3 таблицы.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулирована цель, аргументирована научная новизна исследований, показана научно-практическая значимость полученных результатов, представлены положения, выносимые па защиту, дается краткое содержание работы.

В первой главе «Характеристика проблемы и постановка задачи диссертации» показано, что стадия каскадного развития большого числа аварий в эпергообъедипеииях промышлепио развитых стран, как правило, включала медленную и быструю фазы. Подобное разделение стадии каскада па фазы наиболее характерно для аварий в западных ЭО, поэтому подобный сценарий можно условно называть «западным».

В фазе медленного развития длительное ухудшение ситуации предоставляло возможность реализовать управляющие воздействия (УВ), которые предотвращали дальнейшую цепь каскадных событий. В быстрой фазе обычно было слишком поздно пытаться остановить развитие аварии, па данном этапе именно лавина напряжения и каскадное отключение элементов сети приводило к погашению большей части системы.

Далее в диссертации дается описание связи структурных особенностей ЭЭС с преобладанием различных видов ограничений. Отмечается, что рост экономики РФ способствует развитию крупных промышленных и деловых центров, свойства элетросетевой структуры которых схожи со свойствами

западных ЭО. В связи с этим ожидается, что в ближайшем будущем системные аварии в сетях крупных промышленных и деловых центров России будут протекать по «западному» сценарию. При этом определяющим фактором станет устойчивость по напряжению и перегрузка элементов сети, а не устойчивость параллельной работы генераторов. Отмечается, что ключевыми недостатками зарубежных систем ПАУ являются низкая отказоустойчивость и отсутствие координации локальных устройств. Данные недостатки свойственны и отечественной системе ПАУ. На примере простой тестовой модели анализируются механизмы, лежащие в основе Московской аварии 2005 года, первой аварии, протекавшей по «западному» сценарию.

Далее приведен анализ существующих принципов и методов ПАУ ЕЭС России. Подробно рассмотрена структура, аппаратная база, алгоритмы, а также краткосрочные перспективы развития системы АПНУ. Выполнен анализ недостатков отечественной ПА с позиции необходимости внедрения новых средств противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий. При этом особое внимание уделяется вопросам отказоустойчивости и координации локальных устройств. Доказывается, что для противодействия лавине иапряо/сения и каскадному отключению линий необходима 'частичная децентрализация ПА с виедреи-ием адаптивных алгоритмов и передачей части функций на уровень локальных устройств ПАУ, а та,ко/се на, уровень низовых устройств автоматики АПНУ (комплексы Л АПНУ). В частности, предлагается выполнить частичную децентрализацию на уровне низовых устройств Л АПНУ с внедрением горизонтальных информационных связей.

Для понимания возможного места децентрализованной адаптивной автоматики в структуре существующих средств ПА предлагается расширенная классификация принципов ПАУ и их аппаратной реализации. Отмечается, что задача моделирования системы, использующей алгоритмы распределенного управления, состоит в моделировании поведения некоторого количества устройств ПА (агентов), каждый из которых реализует свое собственное поведение. Доказывается, что эффективная реализация подобной компьютерной модели возмоэюна на базе параллельных вычислений с использованием мультиагентиого подхода. Дается краткий литературный обзор работ, посвященных применению мультиагентиого подхода в энергетике. В заключении формулируется перечень задач диссертации.

Во второй главе «Принципы организации и алгоритмы функционирования автоматик предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий» выделяются три основных особенности разрабатываемых алгоритмов: информатизация, масштабируемость и декомпозиция (кластериза-

ция). Информатизация - реализация предлагаемых алгоритмов невозможна без развития информационных систем передачи данных. Масштабируемость - унификация алгоритмов должна способствовать минимизации стоимости проектно-коиструкторских работ. Декомпозш^ия минимизирует объем передаваемых данных, а также позволяет учесть структурные особенности отдельных подсистем. Для декомпозиции на подсистемы предлагается использовать усовершенствованный частотный метод разделения графа, относящийся к классу спектральных алгоритмов. Показано, что применительно к задачам противодействия лавине напряжения и токовой перегрузке связей разделение графа сети может быть сведено к задаче разбиения ЭЭС па подсистемы с максимальной электрической связностью. В качестве меры связности принимаются элементы матрицы собственных и взаимных проводимостсй рассматриваемой сети.

На основании анализа текущих работ предлагаются принципы организации и алгоритмы функционирования автоматики предотвращения лавины напрятсения. Для исследования поведения МАА предлагается использовать дифференциально-алгебраические уравнения (ДАУ) динамики ЭС в традиционном виде, т.е. с разделением переменных быстрых и медленных процессов. Особое внимание уделяется моделям системы возбуждения и узлов па-грузки. Отмечается, что с учетом предложенной в работе частичной децентрализации низовых устройств АПНУ. именно ЛАПНУ может стать тем самым звеном системы ПАУ, которое будет использовано для применения распределенных адаптивных алгоритмов предотвращения лавины напряжения. Дастся описание набора реализуемых УВ, принципов идентификации критической ситуации, а также структурной организации и алгоритмов автоматики предотвращения лавппы напряжения. Утверждается, что предложенная реализация обеспечит высокий уровень адаптивности и отказоустойчивости.

На основании анализа текущих работ предлагаются принципы организации и алгоритмы функционирования автоматики предотвращения каскадного отключения линий. Для настройки, а также для исследования поведения автоматики вместо сложных динамических моделей предлагается использовать уравнения установившегося режима (УР) с распределенным балансирующим узлом (БУ). Подобный подход к моделированию, с одной стороны, позволит упростить настройку и функционирование автоматики, с другой стороны, позволит достаточно точно учесть работу автоматики регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ). Отмечается, что автоматика АОПО может стать тем звеном системы ПАУ, которое в дальнейшем будет использовано для применения предложенных алгоритмов. Дается описание набора реализуемых УВ, принципов идентификации крити-

ческой ситуации, а также структурной организации и алгоритмов автоматики предотвращения каскадного отключения линий. При этом основной акцент алгоритма делается на минимизации объема информации, необходимой для функционирования автоматики, что, в свою очередь, будет способствовать повышению ее адаптивности и отказоустойчивости.

В третьей главе «Программная реализация МАА» приведено описание программной реализации мультиагентпой системы (MAC) ПАУ. Предложена концепция реализации ПО для исследования MAC ПАУ. Основная идея реализуемого ПО заключается в объединении пакета MatLab / PSAT, отвечающего за моделирование процессов в ЭЭС, с агентиой платформой (АП) JADE, отвечающей за моделирование поведения агентов. Объединение расчетной среды и АП реализовано с использованием языка JAVA. Приведено краткое описание пакета MatLab / PSAT, а также подробное описание АП JADE. Предложен механизм объединения и синхронизации расчетной и агентиой сред.

Дано описание програмлтой реализации МАА предотвращения лавины папряо/ссния. Описан подход к моделированию поведения агентов с использованием конечных автоматов (КА). Приведен подробный анализ протоколов межагеитпого взаимодействия агентов генерации (АГ) и агентов нагрузки (АН) в среде JADE.

Приведено описание программной реализации MAC предотвраи^епия каскадного отключения линий. В связи с наличием централизованного узла управления, программная реализация расчетного модуля и АП автоматики выполняется в среде MatLab / PSAT с использованием структурного программирования без привлечения возможностей АП JADE.

В четвертой главе «Исследование поведения МАА с использованием разработанной программной реализации» представлены результаты численного моделирования на тестовых схемах. С использованием разработанного ПО проведены исследования поведения МАА предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

По результатам анализа работы МАА предотвращения лавины напряжения сделаны следующие выводы. Отсутствие координации локальных устройств ПА может вызвать лавину напряжения, которая приведет к каскадному развитию аварии. Предлагаемая МАА в состоянии предотвратить неконтролируемое развитие ситуации за счет своевременного перераспределения реактивной мощности, что зачастую позволяет избежать реализации ОН потребителей. Даже в случае отказа большого числа агентов, МАА в состоянии идентифицировать аварийную ситуацию и реализовать необходимый объем УВ, что свидетельствует о высоком уровне ее адаптивности и

отказоустойчивости. Даже в случае отсутствия у агента полной информации о текущей топологии подсистемы его действия будут менее эффективными, по не приведут к усугублению аварийной ситуации.

По результатам анализа работы МАА предотвращения каскадного отключения линий сделаны следующие выводы. Предложенный алгоритм позволяет минимизировать объем необходимой информации, за счет чего обеспечивается высокий уровень отказоустойчивости МАА. Изменение схемно-режимной ситуации в неконтролируемой (без МАА) подсистеме в широких пределах оказывает слабое влияние па работу МАА в контролируемой (с МАА) подсистеме, что свидетельствует об эффективности как алгоритма, так и предложенного подхода к кластеризации.

В заключении сформулированы основные выводы и результаты, полученные в диссертационной работе, обозначены направления дальнейших исследований.

ГЛАВА 1

Характеристика проблемы и постановка задачи

диссертации

1.1 Анализ закономерностей развития системных аварий

В результате анализа большого числа крупных системных аварий [1-15] был выявлен ряд закономерностей. В частности, в процессе развития большинства аварий можно выделить ряд характерных фаз: предаварийпое состояние, инициирующие события, каскадное развитие аварии, конечное состояние и восстановление. В свою очередь, каскадное развитие аварии можно разделить па фазы медленного развития аварии, фазу запускающих событий и фазу быстрого развития аварии (рисунок 1.1). Критической точкой, после которой остановить переход штатной аварийной ситуации в крупную системную аварию практически невозможно, является фаза возникновения запускающих событий.

Как правило, предаварийпое состояние системы характеризовалось совокупностью факторов из следующего набора:

1. Изношенность оборудования ЭЭС.

2. Недостаточный запас реактивной мощности в ЭЭС.

3. ЭЭС была существенно загружена - режим зимнего или летнего максимума нагрузок.

4. Один или несколько элементов ЭЭС, оказывающих существенное влияние па надежность ее функционирования, были выведены в ремонт [13].

5. Наличие тяжелых климатических условий - ветер, гроза, туман, геомагнитные бури, пожар и т.д.

Можно предположить, что существует прямая связь между резервами реактивной мощности в системе и вероятностью возникновения крупной системной аварии. Факторы изношенности оборудования и наличия недостаточного запаса по реактивной мощности в ЭЭС носят субъективный характер. О снижении влияния данных факторов на вероятность возникновения аварийной ситуации должны позаботиться эксплуатирующие организации.

Инициирующие события могут либо являться прямой причиной аварии, либо приводить к ухудшению текущего режима. В качестве инициирующих

Инициирующие события

ПРЕДАВАРИЙНОЕ СОСТОЯНИЕ

. N ,

I

КАСКАДНОЕ РАЗВИТИЕ АВАРИИ

Конечное состояние 1

ВОССТАНОВЛЕНИЕ -Н

МЕДЛЕННОЕ РАЗВИТИЕ

АВАРИИ -

Т

БЫСТРОЕ РАЗВИТИЕ АВАРИИ

Запускающие события

Рисунок 1.1 - Характерные фазы развития системной аварии

событий могут выступать: короткое замыкание (КЗ), перегрузка оборудования, скрытый отказ систем релейной защиты (РЗ) и/или автоматики, потеря генератора и т.д.

Фаза каскадного развития аварии, запускаемая инициирующими событиями, сопровождается колебаниями мощности и напряжения, что может привести к увеличению тока и снижению напряжения. Возрастание токов и снижение напряжений могут быть восприняты системами релейной защиты и автоматики (РЗА) как повреждения и/или критическая перегрузка, что приведет к каскадному отключению линий и генераторов. Во время фазы .медленного развития, аварии ЭЭС в течение длительного временен, сохраняет баланс между генерацией и потреблением. При этом все процессы протекают достаточно медленно, а, основной пробле.иой является, миоэюеетвенпая перегрузка элементов сети. На данном этапе медленная скорость ухудшения ситуации предоставляет системному оператору (СО) возмоэ/сность реализовать оперативные воздействия. которые предотвратят дальнейшую цепь каскадных событий. Под оперативными воздействиями понимаются изменение генерации, ограничение перетоков, и, если необходимо, отключение потребителей в целях сохранения живучести системы. После возникновения запускающего события баланс, между генерацией и потреблением может быть нарушен, что, в свою очередь, приведет к быстрому каскадному отключению большого количества элементов сети и коллапсу системы. В (фазе, быстрого развития, аварии обычно слишком поздно пытаться, остановить каскадную цепь событий.

Сравнительная характеристика длительности быстрой и медленной фаз

приведена в таблице 1.1. Анализ возникновения различных типов аварийных возмущений в фазе быстрого развития для 10 крупных системных аварий (включая аварию в Московской ЭС) приведен в таблице 1.2

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Панасецкий, Даниил Александрович, 2014 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Список использованных источников

1. Blackout Prevention in the United States, Europe, and Russia / Y.V. Makarov, V.I. Reshetov, A. Stroev, N.I. Voropai // Proceedings of the IEEE.- 2005.-Vol. 93, no. 11.-P. 1942-1955.

2. Анализ развития крупных системных аварий. Учебное пособие по курсу электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах / А.Н. Беляев, Ю.П. Горюнов, А.А. Смирнов, С.В. Смоловик. — СПб. : СПбГПУ., 2005.- 57 с.

3. Blackout experiences and lessons, best practices for system dynamic performance, and the role of new technologies : Rep. ; Executor: IEEE Task Force 07TP190 : IEEE, 2007.

4. Смоловик С.В. Роль «человеческого фактора» в развитии крупных системных аварий // ELECTROENERGETIKA. - 2008. - Т. 1, № 1. - С. 1619.

5. Final report on the august 14, 2003 blackout in the united states and cañada: Causes and recommendations : Rep. : U.S.-Canada Power System Outage Task Force, 2004. - 238 p.

6. Venkatasubramanian V.M., Li. Yuan. Analysis of 1996 western american electric blackouts // Proc. Bulk Power System Dynamics and Control Conference. — Cortina d'Amprezzo (Italy), 2004. - August 22-27.

7. 1996 System Disturbances. Review of Selected 1996 Electric System Disturbances in North America : Rep. — Princeton (New Jersey) : North American Electric Reliability Council, 2002.

8. Lu V., Besanger Y., Zamai E. Blackouts: Description, analysis and classification // Proc. of the 6th WSEAS International Conference on Power Systems. - Lisbon (Portugal), 2006. - September 22-24.

9. Power system incident 14 march 2005 final report : R.ep. : National Electricity Market Management Company Limited. 2006. - ABN 94 072 010 327.

10. Power failure in eastern denmark and southern Sweden on 23 September

2003 final report on the course of events : R.ep. : Ekrft System, 2003.

11. Interim report of the investigation committee on the 28 September 2003 blackout in italy : Rep. : UCTE, 2003.

12. Technical summary on the athens and southern greece blackout of july 12,

2004 : Rep. ; Executor: C. Vournas : Minister of Development of Greece, 2004.

13. Technical analysis of the august 14, 2003, blackout: What happened, why, and what did we learn? ; Executor: NERC Steering Group : NERC Board of Trustees, 2004.

14. Chile - power blackout hits most of country : Interstate Renewable Energy Council, 2003.

15. Dizdarcvic N., Majstrovic M. Causes, analyses and countcrmcasurcs with respect to blackout in Croatia on januaryl2, 2003 // Proc. of the CRIS International Workshop on Power System Blackout. — Lund (Sweden), 2004.— May 3-5.

16. Antoine J.-P., Stubbe M. Eurostag, software for the simulation of power system dynamics, its application to the study of a voltage collapse scenario // Interactive Graphic Power System Analysis Programs, IEE Colloquium on. — 1992.-P. 5/1-5/4.

17. Совалов С.А., Семенов В.А. Протнвоаварийное управление в энергосистемах. — М. : Энергоатомиздат, 1988. — 416 с.

18. Kundur P. Power system stability and control. — N.Y. : McGraw Hill, 1994.- 117G p.

19. Zhang X-P., Rehtanz C., Pal B. Flexible AC Transmission Systems: Modelling and Control. - Berlin : Springer, 2006. — 383 p.

20. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 №277 / Минэнерго РФ. - 2003. - 21 с.

21. Lachs W.R. Controlling grid integrity after power system emergencies // Power Systems, IEEE Transactions on. — 2002. — Vol. 17, no. 2. - P. 445-450.

22. Lachs W.R., Sutanto D. Voltage instability in interconnected power systems: a simulation approach // Power Systems, IEEE Transactions on. — 1992. - Vol. 7, no. 2. - P. 753-761.

23. Protection against voltage collapse. CIGRE Work Group 34.08 Report : Rep. ; Executor: D. Carlsson, T. Van Cutscm, J.L. Fernandez et al. : CIGRE. 1998.

24. Управление напряжением и реактивной мощностью в электроэнергетических системах / П.А. Горожанкип, A.B. Майоров, С.Н. Макаровский, A.A. Рубцов // Электрические станции. — 2008. — № 6.

25. Исследование режимов Московской энергосистемы в процессе развития аварии в мае 2005г. / A.C. Герасимов. А.Х. Есипович, JI.A. Кощеев, Н.Г. Шульгинов // Электричество. - 2008. — № 1. — С. 2-12.

26. Коган Ф.Л. О причинах развития известной аварии в Московской энергосистеме // Электричество. — 2008. — № 5. — С. 69-72.

27. Применение компьютерной модели для анализа аварийных ситуации в энергосистеме / Ф.Л. Коган, А.С. Рубашкип, А.И. Пойдо и др. // Электрические станции. - 2009. - № 1. - С. 36-44.

28. Taylor C.W. Concepts of undervoltage load shedding for voltage stability // Power Delivery, IEEE Transactions on.— 1992,— Vol. 7, no. 2.— P. 480-488.

29. Milano F. An open source power systein analysis toolbox // Power Systems, IEEE Transactions on. - 2005. - Vol. 20, no. 3. - P. 1199-1206.

30. Milano F. Documentation for power system analysis toolbox. Version 2.0.0.- 2008.- 468 p.

31. Галанов В.И., Кощеев Л.А. Автоматическое противоаварийное управление в электрических системах. — СПб. : СПбГПУ., 2003.

32. Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России. Определены приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 №57 / ОАО РАО «ЕЭС России». - 2008. - 42 с.

33. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. П р от 11 и о а в ар и иная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования. Стандарт организации «Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС»). Утвержден и введен в действие: приказом ОАО «СО ЕЭС» от 19.04.2011 №102 / ОАО «СО ЕЭС». - 2011. - 62 с.

34. Демидов С.И., Роева О.Д. Эквивалептировапие большой расчетной модели (БРМ) в Централизованной системе противоаварийной автоматики (ЦСПА) // Труды XII научно-практического семинара Современные программные средства для расчетов нормальных и аварийных режимов, анализа надежности, динамической устойчивости, оценивания состояния, проектирования и автоматизации оперативно-диспетчерского управления ЭЭС.— Иркутск, 2012, —Август 20-24.

35. Концепция противоаварийпого управления ЕЭС России / Н.Г. Шуль-гипов, А.В. Жуков, А.Т. Демчук и др. // Материалы международной научно-технической конференции Современные Направления Развития Систем Релейной Защиты и Автоматики ЭЭС.— Москва. 2009. — Сентябрь 7-10. С. 475-480.

36. Современные системы противоаварийной автоматики в ЕЭС России / А.В. Жуков, А.Т. Демчук, Е.И. Сацук и др. // Материалы докладов XXI конференции Релейная Защита и Автоматика Энергосистем. — Москва, 2012. — Май 29-31. — С. 447-456.

37. Технологический алгоритм ЦСПА нового поколения / JI.A. Кощеев, П.Я. Кац, М.А. Эдлин и др. // Материалы международной научно-технической конференции Современные Направления Развития Систем Релейной Защиты п Автоматики ЭЭС. — Москва, 2009. — Сентябрь 7-10. — С. 511-517.

38. Жуков А.В., Демчук А.Т., Дубинин Д.М. Развитие технологий векторной регистрации параметров для задач автоматического управления электрическими режимами энергосистем // Материалы докладов XXI конференции Релейная Защита и Автоматика Энергосистем. — Москва, 2012. —Май 29-31.

39. Харисов В.Н., Оганесян А.А., Нудсльман Г.С. Проблемы обеспечения синхронизации объектов электроэнергетики на базе глобальных навигационных спутниковых систем // Материалы докладов XXI конференции Релейная Защита и Автоматика Энергосистем. — Москва, 2012. —Май 29-31.

40. WACS-Wide-Arca Stability and Voltage Control System: R&D and Online Demonstration / C.W. Taylor, Dennis C. Erickson, K.E. Martin et al. // Proceedings of the IEEE. - 2005. — Vol. 93, no. 5,- P. 892-906.

41. Makeechev V.A., Mishuk E.S., Soukhanov O.A. Distributed system for dispatching of generation in large-scale electrical power systems // PowcrTcch, 2009 IEEE Bucharest. - Bucharest (Romania), 2009. - June-July 28-2,- P. 1-6.

42. Хэпп X. Диакоптика и электрические сети: Пер. с англ. — М. : Мир, 1974.

43. Воеводин В.В., Воеводин Вл.В. Параллельные вычисления СПб. : BHV, 2002. - 608 с.

44. McArthur S.D.J., Strachan S.M., Jalin G. The design of a multi-agent transformer condition monitoring system // Power Systems, IEEE Transactions on. - 2004. - Vol. 19, no. 4. - P. 1845-1852.

45. Applying multi-agent system technology in practice: automated management and analysis of SCADA and digital fault recorder data / E.M. Davidson, S.D.J. McArthur, J.R. McDonald et al. // Power Systems, IEEE Transactions on. - 2006. - Vol. 21, no. 2. - P. 559-567.

46. Simulating the dynamic coupling of market and physical system operations / S.E. Widergren, J.M. Roop, R.T. Guttromson, Z. Huang // Power Engineering Society General Meeting, 2004. IEEE.— Austin(USA), 2004,-P. 748-753 Vol.1.

47. Развитие алгоритмов оценивания состояния электроэнергетической системы / А.З. Гамм, A.M. Глазунова, Ю.А. Гришин и др. // Электричество. - 2009. - № 6. - С. 2-9.

48. Колосок И.Н., Пальцев А.С. Двухуровневым иерархический алгоритм оценивания состояния ЭЭС и его реализация па основе мультиагеитного подхода // Сб. докладов III Международной научно-практической конференции «ЭНЕРГОСИСТЕМА: управление, конкуренция, образование». — Т. 1.— Екатеринбург, 2008. - С. 354-359.

49. Dimeas A.L., Hatziargyriou N.D. Operation of a Multiagcnt System for Microgricl Control // Power Systems, IEEE Transactions on. — 2005,— Vol. 20, no. 3. - P. 1447-1455.

50. Agent-based substation automation / D.P. Buse, P. Sun, Q.II. Wu, J. Fitch // Power and Energy Magazine, IEEE. - 2003. - Vol. 1, no. 2.- P. 5055.

51. Multi-Agent Systems for Power Engineering Applications - Part I: Concepts, Approaches, and Technical Challenges /' S.D.J. McArthur, E.M. Davidson, V.M. Catterson et al. // Power Systems, IEEE Transactions on. — 2007. - Vol. 22, no. 4. - P. 1743-1752.

52. Multi-Agent Systems for Power Engineering Applications - Part II: Technologies, Standards, and Tools for Building Multi-agent Systems / S.D.J. McArthur, E.M. Davidson, V.M. Catterson et al. // Power Systems, IEEE Transactions on. - 2007. - Vol. 22, no. 4. - P. 1753-1759.

53. Ope О. Теория графов. - M. : Наука, 1980. - 330 с.

54. Hagcn L., Kalmg A. Fast spectral methods for ratio cut partitioning and clustering // Proceedings of IEEE International Conference on Computer Aided Design. - 1991. P. 10-13.

55. Miller G.L., Shang-Hua Т., Vavasis S.A. A unified geometric approach to graph separators // Proceedings of 31st Annual Symposium on Foundations of Computer Science. 1991.- P. 538-547.

5G. Graph bisection algorithms with good average case behavior / T.N. Bui, S. Chaudhuri, F. T. Lcighton, M. Sipser // Combinatorica. — 1987.— no. 7.— P. 171-191.

57. Phillips R., Kokotovic P. A singular perturbation approach to modeling and control of markov chains // Automat. Control, IEEE Transactions on. — 1981. - Vol. 26, no. 5. - P. 1087-1094.

58. An efficient MATLAB algorithm for graph partitioning : Rep. ; Executor: Joao P. Hespanha : 200G. - Oct. 20. — 8 p.

59. Bellifenine F., Caire G., Greenwood D. Developing multi-agent systems with JADE. - London : Wiley, 2007.

60. Brooks R.. Intelligence without representation // Artificial Intelligence.— 1991. - Vol. 47. - P. 139-159.

Cl. GcorgcfF M., Lansky A. Réactivé Reasoning and Planning: an Experiment with a Mobile Robot // Proceedings of the 7th National Conference on Artificial Intelligence. - Seatle(USA), 1987. - P. G77-G82.

62. Searle J. Speech Acts. — Cambridge : Cambridge University Press, 1969.

63. Текущая версия спецификация стандартов FIPA (The Foundation for Intelligent, Physical Agents). — URL: http://www.fipa.org/repository/ standardspecs.html (дата обращения: 30.04.13).

64. Labrou Y., Finin T., Peng Yun. Agent communication languages: the current landscape // Intelligent Systems and their Applications. IEEE. — 1999,— Vol. 14, no. 2. - P. 45-52.

65. Georgeff M. A Theory of Action for Multi Agent Planning //' Proceedings of the 4th National Conference on Artificial Intelligence. — Austin(USA), 1984. — P. 121-125.

66. Glanzmann G., Andersson G. FACTS control for large power systems incorporating security aspects // Proc. of X SEPOPE. — Florianopolis(Brazil), 2006.

67. Hug-Glanzmann G., Andersson G. Decentralized Optimal Power Flow Control for Overlapping Areas in Power Systems // Power Systems, IEEE Transactions on. - 2009. - Vol. 24, no. 1. - P. 327-336.

68. Wang Hai Feng, Li H., Chen H. Coordinated secondary voltage control to eliminate voltage violations in power system contingencies // Power Systems, IEEE Transactions on. - 2003. - Vol. 18, no. 2. - P. 588-595.

69. Кузнецов О.П., Адельсон-Вельский Г.М. Дискретная математика для инженера. — Москва : Энергоатомиздат, 1988. — 410 с.

70. Винер Н. Кибернетика, или Управление и связь в животном и машине: Пер. с англ. / Под ред. Г.Н. Поварова. — 2-е изд. — М. : Наука, 1983. — 344 с.

71. Bar an М.Е., El-Markabi I.M. A Multiagent-Based Dispatching Scheme for Distributed Generators for Voltage Support on Distribution Feeders // Power Systems, IEEE Transactions on. - 2007. - Vol. 22, no. 1.- P. 52-59.

72. Voltage stability of power systems: Concepts, Analytical Tools, and Industry Experiences: IEEE Task Force Report : Rep. ; Executor: Y. Mansour et al. : IEEE, 1990. - Publication 90TH0358-2-PWR.

73. Гурсвич Ю.Е., Либова Л.Е. Применение математических моделей электрической нагрузки в расчетах устойчивости энергосистем и надежности электроснабжения промышленных предприятий. — Москва : Элекс-КМ, 2008.

74. Hill D.J. Nonlinear dynamic load models with recovery for voltage stability studies // Power Systems, IEEE Transactions on.— 1993.— Vol. 8, no. 1.— P. 166-176.

75. Modelling of powers system components at severe disturbances: CIGRE report 38-18 : Rep. ; Executor: K. Waive et al. : CIGRE, 1986.

76. A dynamic power system load model and methods for load model estimation: Technical Report 22L : R.ep. ; Executor: D. Karlsson, T. Pchrsson.— Sweden : Chalmers University of Technology, 1985.

77. Dynamisk Lastmodell: Technical Report : Rep. ; Executor: A. Edstrom, K. Waive. - Vattenfall : EKC, 1987. - June.

78. Temporary load/voltage characteristics for voltage stability studies - field measurements, laboratory measurements, and simulations: Technical R.eport CIGRE SC38 : Rep. ; Executor: D. Karlsson, K. Linden, I. Segerqvist, B. Stenborg. - Paris : CIGRE, 1992.

79. Karlsson D., Hill D.J. Modelling and identification of nonlinear dynamic loads in power systems // Power Systems, IEEE Transactions on. — 1994. — Vol. 9, no. 1.— P. 157-166.

80. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. Учебник для электроэнергетических специальностей вузов. — Москва : Высшая школа, 1970.

81. Milano F. Power System Modelling and Scripting. — London : Springer, 2010.

82. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования. Стандарт организации «Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС»). Утвержден и введен в действие: приказом ОАО «СО ЕЭС» от 05.12.2012 №475 / ОАО РАО «ЕЭС России».-2012.- 27 с.

83. Interfacing Techniques for Transient Stability and Electromagnetic Transient Programs IEEE Task Force on Interfacing Techniques for Simulation Tools / V. Jalili-Marandi, V. Dinavahi, K. Strunz et al. // Power Delivery, IEEE Transactions on. - 2009. - Vol. 24, no. 4. - P. 2385-2395.

84. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и про-тивоаварийпой автоматики в энергосистемах. — Москва : Эиергоатомиздат, 1990.

85. Юргапов А.А., Кожевников В.А. Регулирование возбуждения синхронных генераторов. — СПб. : Наука, 1996.

86. Taylor C.W., Erickson D.C. Recording and analyzing the July 2 cascading outage in Western USA power sj^stem // Computer Applications in Power, IEEE. - 1997. - Vol. 10, no. 1. - P. 26-30.

87. Cañizares С.A., Chen И., R.osehart W. Pricing System Security in Electricity Markets // Proc. of Bulk Power Systems Dynamics and Control-V. — Onomichi(Japan), 2001. — Sept.

88. Comparison of Voltage Security Constrained Optimal Power Flow Techniques / C.A. Cañizares, W. Roschart, A. Bcrizzi, C. Bovo // Proc. of 2001 IEEE-PES Summer Meeting. - Vancouver, ВС (Canada), 2001.-July.

89. Cañizares C.A., Roschart W., Quintana V. Costs of Voltage Security in Electricity Markets // Proc. of 2000 IEEE-PES Summer Meeting.— Seattle, WA(USA), 2000.-July.

90. Milano F., Cañizares C.A., Invernizzi M. Multiobjective optimization for pricing system security in electricity markets // Power Systems, IEEE Transactions on. - 2003. - Vol. 18, no. 2. - P. 596-604.

91. Анализ пеодпородпостей электроэнергетических систем / О.H. Войтов, 14.И. Воропай, А.З. Гамм и др. — Новосибирск : Наука, Сиб. Изд. Фирма РАН, 1999.

92. Applicability of Coordinated Power Flow Control based on Multi-Agent Systems / U. Hagcr, A. Scack, C. Rehtanz et al. // Proc. of 2010 IREP Symposium - Bulk Power System Dynamics and Control - VII (IREP). — Buzios, RJ(Brazil), 2010.

93. Coordinated emergency control of load shedding and FACTS devices / P. Etingov, A. Oudalov, N. Voropai et al. // Proc. of Power Tech, 2005 IEEE Russia. — Saint-Petersburg(Russia), 2005. June-July 28-2.

94. Barcelo W.R., Lemmon W.W. Standardized sensitivity coefficients for power system networks // Power Systems, IEEE Transactions on.— 1988.— Vol. 3, no. 4. - P. 1591-1599.

95. Аюев Борис Ильич. Методы и модели эффективного управления режимами единой электроэнергетической системы России : Дисс... доктора паук : 05.14.02 / Борис Ильич Аюев ; Уральский политехнический институт.— Екатеринбург, 2008.

96. JADE. JADE tutorial. JADE programming for beginners.— URL: http://jade.tilab.com/doc/tutorials/ JADEProgramming-Tutorial-for-beginners.pdf (дата обращения: 30.10.13).

97. JADE. Jade programmer's guide. — URL: http://http://jade.tilab. com/doc/programmersguide.pdf (дата обращения: 30.10.13).

98. A Survey of Programming Languages and Platforms for Multi-agent Systems / R.H. Bordini, L. Braubach, M. Dastani, A.E. Scghrouclmi // Informática. - 2006. - Vol. 30(1). P. 33-44.

99. Ноутон П., Шилдт Г. Java 2. Наиболее полное руководство: Пер. с англ. - СПб. : BHV, 2007. - 1072 с.

100.The IEEE reliability test system-1996. A report prepared by the reliability test system task force of the application of probability methods subcommittee / C. Grigg, P. Wong, P. Albrccht ct al. // Power Systems, IEEE Transactions on. — 1999. - Vol. 17, no. 3. - P. 1010-1020.

101.Archive Power Systems Test Case. Power Flow Test Cases. IEEE 14-Bus Test System.—URL: http://www.ee.washington.edu/research/pstca/ (дата обращения: 30.09.13).

Список публикаций соискателя

1-А. Панасецкий Д.А., Воропай Н.И. Развитие принципов противоава-рийного управления для обеспечения устойчивости по напряжению электроэнергетических систем // Электричество. — 2011. - № 8. - С. G 14.

2-А. Мсркульсв М.Ю., Панасецкий Д.А., Подпруги н А.И. О возможных путях развития электроэнергетики Восточной Сибири /7 Энергетик.— 2007. — № 11.-С. 5-7.

3-А. Smart Technologies in Emergency Control of Russia's Unified Energy System / N.I. Voropai. D.N. Efimov, D.A. Panasetsky et al. // Smart Grid, IEEE Transactions on. - 2013. - Vol. 4, no. 3. - P. 1732-1740.

4-A. Smart Technologies for Emergency Control in Electric Power Systems / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky et al. // Transaction on Control and Mechanical Systems. — 2013. - Vol. 2, no. 7. - P. 310-320.

5-A. Emergency control in electric power systems within smart grid concept / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky, P.V. Etingov // EEEC Journal. -2010.-Vol. 1, no. 1.- P. 15-24.

G-A. Патент 2476969 Российская Федерация, МПК H02J3/24 (2006.01). Способ автоматического распределенного отключения нагрузки для целей снижения перетоков активной мощности по элементам энергосистемы при их перегрузке / Панасецкий Д.А. Осак А.Б.; заявитель и патентообладатель Учреждение Российской академии наук Институт систем энергетики им. JI.A. Мелентьева Сибирского отделения РАН (ИСЭМ СО РАН). - № 2010147429/07; заявл. 19.11.2010; опубл. 27.02.2013.

7-А. Panasetsky D.A., Etingov P.V., Voropai N.I. Multi-agent approach to emergency control of power system // Proc. of Third International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies (DRPT).— NanJing(China), 2008.-April 06-09.

8-A. Panasctsky D.A., Voropai N.I. A Multi-Agent Approach to Coordination of Different Emergency Control Devices Against Voltage Collapse // Proc. of IEEE Bucharest PowerTech International Conference.— Bucharest(Romania), 2005.

9-A. Panasctsky D.A. A New Approach to Coordination of FACTS Devices Based on a Sensitivity Analysis // International Conference Liberalization and A4odernization of Power Systems (LMPS): Coordinated Monitoring and Control towards Smart Grids. — Irkutsk(Russia), 2009.— July 13-17.

10-A. Panasctsky D.A. A Multi-Agent Approach to Coordination of Different Emergency Control Devices Against Voltage Collapse // International Conference Liberalization and Modernization of Power Systems (LMPS): Coordinated Monitoring and Control towards Smart Grids. — Irkutsk(Russia), 2009. —July 13-17.

11-A. Панасецкий Д.А., Boponaii Н.И. Мультиагентпый подход к координации устройств противоаварийпого управления для предотвращения лавины напряжения // Труды международной научно-практической конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». — Москва, 2009. — Сентябрь 7-10.— С. 576-584.

12-А. Panasetsky D.A., Voropai N.I. A new approach to coordination of FACTS devices based on a sensitivity analysis // Proc. of International Conference on Power Systems Technology POWERCON 2010. - Hangzhou(China), 2010.— Oct. 24-28.

13-A. Осак А.В., Панасецкий Д.А., Е.Я. Бузина. Краткосрочное прогнозирование параметров режима в целях оперативного противоаварийпого управления ЭЭС // Труды всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи». — Екатеринбург, 2010.— Ноябрь 17-19.

14-А. Панасецкий Д.А. Анализ механизмов развития системных аварий в ЕЭС России, обусловленных развитием экономики и либерализацией электроэнергетики // Труды всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи», — Екатеринбург, 2010.— Ноябрь 17-19.

15-А. Панасецкий Д.А. Развитие методов противоаварийпого з'правлепия для снижения рисков каскадных аварий в ЭЭС // Снижение рисков каскадных аварий в электроэнергетических системах. — Новосибирск : Изд-во СО РАН, 2011,- С. 172-230.

16-А. Emergency Control in Electric Power Systems within Smart Grid Concept / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky, P.V. Etingov // Proc. of Power and Energy Engineering Conference (APPEEC). — Wuhan(China), 2011. — March 25-28.

17-А. Подходы к созданию автоматического группового регулятора напряжений для эпрегорайона с функцией координации локальной ПА / П.И. Воропай, А.Б. Осак, Д.А. Паиасецкнй и др. // Материалы докладов XXI конференции Релейная Защита и Автоматика Энергосистем. — Москва, 2012.-Май 29-31.

18-А. Панасецкий Д.А., Осак А.Б., Воропай Н.И. Алгоритм автоматического распределенного отключения нагрузки для контроля перетоков активной мощности // Материалы докладов конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем».— Санкт-Петербург, 2011. — Май-Июнь 30-3.

19-А. Smart emergency control in electric power systems / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky, P.V. Etingov // Proc. of the 18th IFAC World Congress. — Milano(Italy), 2011.— August-September 28-2.

20-A. Панасецкий Д.А., Осак А.Б., Бузина Е.Я. Программная и аппаратная реализация параллельных вычислений для целей моделирования распределенных систем противоаварийного управления // Материалы докладов международной научно-технической конференции «Управление, информация и оптимизация в электроэнергетических системах». — Новосибирск,

2011.-Сентябрь 21-24.

21-А. Анализ режимной надежности с учетом краткосрочного прогнозирования поведения ЭЭС / Н.И. Воропай, А.Б. Осак, Д.А. Панасецкий и др. // XXI конференция «Релейная защита и автоматика энергосистем». — Москва,

2012.-Май 29-31.

22-А. Preventive and emergency control of intelligent power systems / N. Voropai, V. Kurbatsky, D. Panasetsky, N. Tomin // IEEE Proc. of the 3rd IEEE PES ISGT. - Berlin(Europe), 2012.

23-A. Panasetsky D., Tomin N. Using of Neural Network Technology and Multi-Agent Systems to Preventing Large-Scale Emergencies in Electric Power Systems // Proc. of the 4th International Youth Conference on Energy 2013. — Siofok(Hungary), 2013. —June G-8.

24-A. Intelligent Approach for Preventing Large-Scale Emergencies in Electric Power Systems / M. Negnevitsky, N. Tomin. D. Panasetsky, V. Kurbatsky // Proc. of IEEE International Conference on Electric Power Engineering PowerTeeh

2013. — Grenoble(France), 2013.-June 10-20.

25-A. Осак А.Б., Панасецкий Д.А., Бузина Е.Я. Аспекты надежности и безопасности при проектировании цифровых подстанций // Релей щи к.— 2013. - Июнь. - № 1. - С. 28-31.

26-A. Development of an Intelligent System for Preventing Large-Scale Emergencies in Power Systems / M. Negnevitsky, N. Tomin, D. Panasetsky et al. // Proc. of IEEE Power and Energy Society General Meeting. — Vancouver, BC (Canada), 2013.-July 21-25.

27-A. Pre-Emergency Power System Security Assessment and Control Using Artificial Intelligence Approaches / M. Negnevitsky, N. Tomin, D. Panasetsky ct al. // Australasian Universities Power Engineering Conference, AUPEC 2013. — Hobart, TAS (Australia), 2013. - Sept.-Oct. 29-3.

ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные в формате РЯАТ. Тестовая схема для исследования лавины напряжения.

Виз.соп = [.. .

101 230 1 0 3 1;

102 230 1 0 3 1;

103 230 1 0 3 1;

104 230 1 0 3 1;

105 230 1 0 3 1;

106 230 1 0 3 1;

107 230 1 0 3 1;

108 230 1 0 3 1;

109 230 1 0 3 1;

110 230 1 0 3 1;

111 230 1 0 3 1;

112 230 1 0 3 1;

113 230 1 0 3 1;

114 230 1 0 3 1;

201 138 1 0 2 1;

202 138 1 0 2 1;

203 138 1 0 2 1;

204 138 1 0 2 1;

205 138 1 0 2 1;

206 138 1 0 2 1;

207 138 1 0 2 1;

208 138 1 0 2 1;

209 138 1 0 2 1;

210 138 1 0 2 1;

211 138 1 0 2 1;

212 138 1 0 2 1;

301 13.3 1 0 2 1

302 13.3 1 0 2 1

303 13.3 1 0 2 1

304 13.3 1 0 2 1

305 13.3 1 0 2 1

306 13.3 1 0 2 1

307 13.3 1 0 2 1

308 13.3 1 0 2 1

309 13.3 1 0 2 1

310 13.3 1 0 2 1

311 13.3 1 0 2 1

312 13.3 1 0 2 1

313 13.3 1 0 2 1

314 13.3 1 0 2 1

315 13.3 1 0 2 1

316 13.3 1 0 2 1

317 13.3 1 0 2 1

318 13.3 1 0 2 1

319 13.3 1 0 2 1

320 13.3 1 0 2 1

401 13.3 1 0 2 1;

402 13.3 1 0 2 1;

403 13.3 1 0 2 1;

404 13.3 1 0 2 1;

405 13.3 1 0 2 1;

406 13.3 1 0 2 1;

407 13.3 1 0 2 1;]; Line.con = [...

203 210 100 138 60 0

203 205 100 138 60 0

202 206 100 138 60 0

202 207 100 138 60 0

209 210 100 138 60 0

209 206 100 138 60 0

208 205 100 138 60 0

103 210 100 230 60 0

208 207 100 138 60 0

201 204 100 138 60 0

209 204 100 138 60 0

208 204 100 138 60 0

104 102 100 230 60 0

105 102 100 230 60 0

102 209 100 230 60 0

104 101 100 230 60 0

107 101 100 230 60 0

104 107 100 230 60 0

110 105 100 230 60 0

110 106 100 230 60 0

113 106 100 230 60 0

113 106 100 230 60 0

106 103 100 230 60 0

112 110 100 230 60 0

109 110 100 230 60 0

114 112 100 230 60 0

101 208 100 230 60 0

111 112 100 230 60 0

114 113 100 230 60 0

114 113 100 230 60 0

109 108 100 230 60 0

109 108 100 230 60 0

107 108 100 230 60 0

107 108 100 230 60 0

113 111 100 230 60 0

202 203 100 138 60 0

201 202 100 138 60 0

105 211 100 230 60 0

108 212 100 230 60 0

208 209 100 138 60 0

201 302 100 138 60 0

210 406 100 138 60 0

206 405 100 138 60 0

205 401 100 138 60 0

204 402 100 138 60 0

207 407 100 138 60 0

208 403 100 138 60 0

0 0 0546 0. 2112 0.0572 0 0 2.08 0 2.2 1;

0 0 0218 0. 0845 0.0229 0 0 2.08 0 2.2 1;

0 0 0328 0. 1267 0.0343 0 0 2.08 0 2.2 1;

0 0 0497 0. 192 0.052 0 0 2.08 0 2.2 1 >

0 0 0308 0. 119 0.0322 0 0 2.08 0 2.2 1;

0 0 0268 0. 1037 0.0281 0 0 2.08 0 2.2 1;

0 0 0228 0. 0883 0.0239 0 0 2.08 0 2.2 i;

1.666667 0.0023 0.0839 0 1 0 5.1 0 6 1;

0 0.0139 0.0605 2.459 0 0 1.93 О 2 1;

О 0.0159 0.0614 0.0166 О 0 2.08 0 2.2 1;

О 0.0427 0.1651 0.0447 О 0 2.08 0 2.2 1;

О 0.0427 0.1651 0.0447 О О 2.08 0 2.2 1;

О 0.006 0.048 0.1 О 0 6 0 6.25 1;

О 0.0054 0.0418 0.0879 0 0 6 0 6.25 1; 1.666667 0.00115 0.04195 0 10 10.2 О 12 1;

О 0.006 0.048 0.1 О О 6 0 6.25 1;

О 0.0124 0.0966 0.203 О О 6 О 6.25 1;

О 0.0111 0.0865 0.1818 0 0 6 0 6.25 1;

О 0.005 0.0589 0.0818 0 0 6 0 6.25 1;

О 0.0022 0.0173 0.0364 О 0 6 0 6.25 1;

О 0.0063 0.049 0.103 О 0 6 О 6.25 1;

О 0.0063 0.049 0.103 О 0 6 0 6.25 1;

О 0.0067 0.0519 0.1091 0 0 6 0 6.25 1;

О 0.003 0.0259 0.0545 0 0 6 0 6.25 1;

О 0.003 0.0231 0.0485 О О 6 О 6.25 1;

0 0.0018 0.0144 0, .0303 0 0 6 0 6, .25 1

1. .666667 0.00115 0 .04195 0 1 0 10.2 0

0 0.0135 0.1053 0, .2212 0 0 6 0 6 .25 1

0 0.0033 0.0269 0 .0545 0 0 6 0 6 .25 1

0 0.0033 0.0269 0 .0545 0 0 6 0 6 .25 1

0 0.0051 0.0396 0 .0833 0 0 6 0 6 .25 1

0 0.0051 0.0396 0 .0833 0 0 6 0 6 .25 1

0 0.0028 0.0216 0 .0455 0 0 6 0 6 .25 1

0 0.0028 0.0216 0, .0455 0 0 6 0 6, .25 1

0 0.0087 0.0678 0, .1424 0 0 6 0 6, .25 1

0 0.0328 0.1267 0 .0343 0 0 2. 08 0 2. 2

0 0.0328 0.1267 0 .0343 0 0 2. 08 0 2. 2

1, ,666667 0.000575 0.0075 0 1 0 5, . 1 0 6

1. ,666667 0.00115 0 .04195 0 1 0 5 .1 0 6

О 0.0308 0.119 0.0322 О О 2.08 0 2.2 1;

10. .37594 0 0, .045 0 1 0 0 0 0

10, .37594 0 0. .02 0 1 0 0 0 0 1

10, .37594 0 0. .03 0 1 0 0 0 0 1

10, .37594 0 0, .03 0 1 0 0 0 0 1

10. .37594 0 0. .02 0 1 0 0 0 0 1

10, .37594 0 0, .03 0 1 0 0 0 0 1

10, .37594 0 0, .02 0 1 0 0 0 0 1

209 404 104 310 201 303

201 301

202 306 202 305

202 304

203 309 203 308 104 311 104 312 106 313

106 314 203 307

107 316 106 315

110 317 114 318 113 319

111 320 Shunt.con =

113 100 111 100

207 100

205 100

206 100

210 100

208 100 0x1.con = [.

1 20 1 2 20 1

3 20 1

4 20 1

5 20 1

6 20 1

7 20 1

8 20 1

9 20 1

10 20 1 11 20 1 12 20 1

13 20 1

14 20 1

15 20 1

16 20 1

17 20 1

18 20 1

19 20 1

20 20 1 SW.con = [..

320 100 PV.con = [.. 310 100 312 100 307 100

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

100 [...

230 230 138 138 138 138 138

0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

138 230 138 138 138 138 138 138 138 230 230 230 230 138 230 230 230 230 230 230

60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0 60 0

60

60

60 0 60 0 60 0

10.37594 17.29323 10.37594 10.37594 10.37594 10.37594 10.37594 10.37594 10.37594 17.29323 17.29323 17.29323 17.29323 10.37594 17.29323 17.29323 17.29323 17.29323 17.29323 17.29323

60 0 -2.5 i;

60 0 -2.5 l;

60 0 0.5 1;

60 0 0.5 1;

60 0 0.5 1;

60 0 0.5 1;

60 0 0.5 l;]

0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0. 18 0.18

2.5 2.5 2.5 3.0 3.0 3.0 3.5 3.5 3.5 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

0 0,

0 0.

0 0,

0 0,

0 0.

0 0.

0 0,

0 0,

0 0.

0 0,

о 0

о 0

о 0

о 0

о 0

о 0

о 0

о 0

015 0 1 06 0 1 045 0 1 045 0 1 06 0 1 06 0 06 0 06 0 06 0 06 0 06 0 0135 0 0135 0 06 0 1 01 0 1 0135 0 0045 0 0045 0 0045 0 02 0 1

0 0 0 0 1;

0 0 0 0 1;

0 0 0 0 1;

0 0 0 0 1;

0

0 0 0

о 0 0

0

о 0

о 0 о 0

0

о 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1; 0 0 0 0 1; 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1;]

i; i;

13.3 1.0526 0 2.4 0 1.05 0.95 4.7321 1 1 1;];

13.3 0.95 1.0301 0.96 -0.6 1.05 0.95 1 1;

13.3 0.95 1.0301 0.96 -0.6 1.05 0.95 1 1;

13.3 0.7 1.0526 0.8 -0.5 1.05 0.95 1 1;

306 100 13 3 0 7 1.0526 0.8 -0.5 1.05 0.95 1 1

313 100 13 3 0 7166667 1 0226 1.1 -0.5 1.05 0. 95 1 i

315 100 13 3 0 7166667 1 0226 1.1 -0.5 1.05 0. 95 i 1

317 100 13 3 1 55 1.0226 0.8 -0.5 1.05 0.95 1 1;

318 100 13 3 4 1.0526 2 -0.5 1.05 0.95 1 1;

314 100 13 3 0 7166667 1 0226 1.1 -0.5 1.05 0. 95 i i

319 100 13 3 4 1.0526 2 -0.5 1.05 0.95 1 i;

316 100 13 3 6 6 1.05 3 1 -1.25 1.05 0.95 i 1;

211 100 138 0 1 0.8 -0 5 1.05 0.95 1 1;

303 100 13 3 0 8 1.0526 1.8 0 1.05 0.95 1 1;

302 100 13 3 0 8 1.0526 1.8 0 1.05 0.95 1 1;

301 100 13 3 0 8 1.0526 1.8 0 1.05 0.95 1 1;

305 100 13 3 0 7 1.0526 0.8 -0.5 1.05 0.95 1 i

304 100 13 3 0 7 1.0526 0.8 -0.5 1.05 0.95 i i

309 100 13 3 0 7 1.0526 0.8 -0.5 1.05 0.95 1 i

308 100 13 3 0 7 1.0526 0.8 -0.5 1.05 0.95 1 i

311 100 13 3 0 95 1.0301 0.96 -0.6 1.05 0.95 i 1;] »

PQ.con = [...

202 100 138 1. 3 0.7 1.05 0.95 0 1;

406 100 13.3 1 .3 0. 85 1.05 0.95 0 1;

405 100 13.3 1 .1 0. 6 1.05 0.95 0 1;

401 100 13.3 1 .2 0. 75 1.05 0.95 0 1;

407 100 13.3 2 0 1.95 1.05 0.95 0 1;

201 100 138 1. 25 0. 6 1.05 0.95 0 1;