реагирующая подстанция электроэнергетической системы

Формула изобретения

1. Подстанция объединенной электроэнергетической системы, соединяющая две части энергосистемы, функционирующие на различных уровнях напряжения и/или частотах, подстанция содержит средство мониторинга параметра, показательного для электроэнергии, доступной из упомянутых двух частей энергосистемы и/или электроэнергии, требуемой для упомянутых двух частей энергосистемы, и средство реагирующего регулирования перетока для регулирования перетока электроэнергии между двумя частями энергосистемы в зависимости от параметра двух частей энергосистемы, отличающаяся тем, что упомянутое средство мониторинга выполнено с возможностью получения параметра одной или обеих частей энергосистемы из интеграла частоты упомянутой одной или обеих частей энергосистемы, начиная с точки сброса.

2. Подстанция по п.1, в которой осуществляют мониторинг частоты как абсолютного значения частоты.

3. Подстанция по п.1, в которой осуществляют мониторинг частоты как показателя девиации частоты от нормальной рабочей частоты, упомянутая нормальная рабочая частота является той частотой, когда соответствующая часть энергосистемы не находится в напряженном состоянии.

4. Подстанция по любому из пп.1-3, дополнительно содержащая средство корректировки перетока электроэнергии между двумя частями энергосистемы для сближения фаз АС двух частей энергосистемы для согласования друг с другом.

5. Подстанция по п.4, в которой средство для сближения фаз АС для согласования друг с другом содержит переключатель.

6. Подстанция по п.1, в которой упомянутый параметр одной или обеих частей энергосистемы содержит сигнал, показательный для неуравновешенности между электроэнергией, доступной, и электроэнергией, требуемой для упомянутых одной или обеих частей энергосистемы.

7. Подстанция по п.1, дополнительно содержащая синхронизацию, возбуждаемую частотой упомянутых одной или обеих частей энергосистемы, синхронизацию, возбуждаемую номинальной частотой энергосистемы, и компаратор синхронизации для сравнения синхронизации.

8. Подстанция по п.1, дополнительно содержащая по меньшей мере один измеритель перетока электроэнергии для измерения перетока электроэнергии между двумя частями энергосистемы.

9. Подстанция по п.1, дополнительно содержащая средство обнаружения скорости изменения частоты одной или обеих частей энергосистемы, упомянутое средство регулирования выполнено с возможностью регулирования перетока электроэнергии в зависимости от обнаруженной скорости изменения.

10. Объединенная энергосистема энергоснабжения, содержащая две части энергосистемы, соединенные подстанцией по любому из предыдущих пунктов, в которой каждая часть энергосистемы содержит одно или большее количество устройств нагрузки и узел управления для обеспечения упомянутого параметра.

11. Объединенная энергосистема энергоснабжения по п.10, в которой упомянутый узел управления предназначен для регулирования потребления электроэнергии посредством упомянутых одного или большего количества устройств нагрузки в зависимости от частоты соответственной части энергосистемы.

12. Объединенная энергосистема энергоснабжения по п.11, в которой одна из частей энергосистемы является генератором электроэнергии, упомянутый генератор выполнен с возможностью повышения или понижения своего выхода электроэнергии в зависимости от упомянутого параметра.

13. Объединенная энергосистема энергоснабжения по п.11, в которой одна из частей энергосистемы является устройством потребления электроэнергии, при этом упомянутое устройство потребления электроэнергии выполнено с возможностью повышения или понижения его потребления в зависимости от упомянутого параметра.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение относится к энергосистемам энергоснабжения и, в частности, к подстанциям, соединяющим синхронизированные части энергосистемы.

Современные электроэнергетические системы являются неустойчивыми по своей природе. В большинстве сред и в течение большего количества времени может иметь место собственная неустойчивость, и она регулируется посредством разнообразных действий по регулированию и, следовательно, для большинства из нас в течение большего количества времени поддерживаются источники света.

К сожалению, происходят повреждения оборудования. Если возможность повреждения не ожидалась и не была предусмотрена в конфигурации Энергосистемы, то оно может вызвать последовательные изменения в режиме Энергосистемы и в перетоках электроэнергии, что в свою очередь может вызвать каскад дополнительных повреждений. Разработаны различные действия и стратегии регулирования для минимизации возможности таких каскадов и для минимизации их расширения при возникновении. Ни одна известная стратегия регулирования не может обеспечить гарантии против возникновения таких каскадов повреждений или их потенциального расширения. Остается возможность полного повреждения Энергосистемы и отключения всего энергоснабжения, хотя эффективная реализация хорошей практики может отдалить эту перспективу и уменьшить период отключения электроэнергии. Осенью 2003 г. наблюдались последствия указанной собственной неустойчивости в четырех существенных случаях отключения электроэнергии. Широкомасштабное отключение электроэнергии в США, короткое, но имевшее сильное воздействие отключение электроэнергии в Лондоне. Крупное отключение электроэнергии в Южной Скандинавии и отключение электроэнергии в Италии.

Собственная неустойчивость возникает из фундаментальных свойств электричества, с учетом которых разрабатывают Энергосистемы:

- Фактическая мгновенность электропередачи. Электричество проходит через провода за доли скорости света. Хотя различное оборудование задерживает распространение эффектов, эффекты будут продолжать распространяться намного быстрее, чем любые данные состояния или регулирующие воздействия, необходимые при регулировании для реагирования на фактические события.

- Синхронизация Энергосистемы. Мгновенность электропередачи позволяет фиксировать или синхронизировать все компоненты Энергосистемы на единой частоте Энергосистемы. Переменный ток (или A/C), который является основой этого, также является базисом для многих свойств, которые делают A/C фундаментальным базисом всех электроэнергетических систем.

Именно A/C позволил основателям электроэнергетической промышленности передавать мощность на большие расстояния и крупномасштабно генерировать электроэнергию, что сделало более эффективными ранние технологии. A/C может быть преобразован в очень высокие напряжения для эффективной электропередачи на большие расстояния, и затем преобразован обратно к более низким напряжениям, которые являются безопасными и могут использоваться в индустриальных или коммунально-бытовых целях. Последующее развитие создало Энергосистемы, которые синхронизированы на одной общей частоте, и иерархию служб электропередачи (и, соответственно, напряжений). Каждый уровень иерархии связан с более низким и более высоким уровнями через подстанции.

Подстанции, в основном, состоят из переключателей, связывающих трансформаторы, которые преобразовывают или трансформируют напряжение. В основном, трансформаторы разработаны для обеспечения одной из двух служб:

- "повышающие" трансформаторы, для преобразования более низких напряжений, на которых генерируют электроэнергию, в высокие напряжения высокомощной сети линий электропередачи на большие расстояния, или

- распределительные трансформаторы, которые осуществляют преобразование более высоких напряжений в более низкие напряжения, соответствующие большему количеству локальных сетей. Обычно, должно существовать несколько распределительных уровней напряжения до достижения 230 вольт, являющихся стандартом для коммунально-бытового и служебного использования в Европе.

Электроэнергетические системы, в основном, были разработаны при допущении, что мощность должна перетекать из Энергосистемы высокого напряжения вниз по иерархии к локальному потребителю. Большие генераторы должны обеспечивать мощность и, как предполагается, подавать свою мощность на уровни наивысшего напряжения, обычно через повышающие трансформаторы.

В Энергосистемах перетоки электроэнергии, в соответствии с физическими свойствами сети, и любая линия электропередачи или все линии электропередачи между двумя пунктами могут нести электроэнергию, хотя ее напряжение в пути иногда преобразовывается. При наличии достаточной информации относительно сети; источников и стоков электроэнергии; и конфигурации переключателей, может быть осуществлено моделирование и, следовательно, с приемлемой точностью предсказание перетоков.

Существуют средства воздействия на результирующие перетоки посредством активного или пассивного регулирования изменением напряжения и реактивной мощности. Это регулирование осуществляют через генераторы (настройка основных совокупностей для фазирования мощности и напряжения); трансформаторы (посредством выбора обмотки); через преобразователи мощности (первоначальные совокупности двигателей-генераторов, но теперь более часто Статические Преобразователи или устройства STATCON) и даже целесообразного выбора линий электропередачи.

Диспетчеры Энергосистемы прикладывают большие усилия для предсказания перетоков при повреждении конкретных компонентов и, соответственно, непроизвольном реконфигурировании сети, и для использования указанных предсказаний для определения и установки конфигураций, которые являются толерантными к повреждениям компонентов. В зависимости от задач планирования и защиты эти конфигурации, обычно, разрабатывают так, чтобы избежать существенных прерываний из-за любого возможного единичного повреждения. При возникновении повреждений становятся высокоприоритетными повторное планирование и переключение на ручное управление для восстановления уровней защиты, так чтобы система была способна вновь справляться с единичными повреждениями.

Это повторное планирование критически зависит от правильного понимания того, что случилось фактически. Часто, это понимание может быть достигнуто только посредством косвенных средств, в зависимости от диапазона сигналов состояния, подаваемых обратно в планировщики и операторам. Такие сигналы состояния всегда являются более медленными, чем эффекты, которые они измеряют, и могут быть неточными и ненадежными, следовательно, из таких косвенных измерений может быть затруднительно или невозможно определить первопричину, фактическое повреждение. Это делает автоматическое предсказание и, соответственно, регулирование слишком медленным для того, чтобы они обеспечивали возможность предотвращения каскадов повреждений.

Так как потенциальное повреждение, которое может возникнуть в инфраструктуре из-за несоответствующих перетоков электроэнергии, может быть катастрофическим для оборудования, автоматические средства защиты обычно настраиваются на защиту оборудования, и это наиболее просто достигается посредством отсоединения и отключения и, соответственно, отключения электроэнергии.

Масштаб потенциального отключения электроэнергии расширяется до всей Энергосистемы. Пока Энергосистемы связаны посредством A/C, перетоки во всех частях подвергаются воздействию всех других частей. Если одна часть отсоединяется, это оказывает воздействие на остальные, и, часто после этого конфигурация становится несоответствующей новой среде. Следовательно, это вызывает большие перегрузки и повреждения.

В синхронизированных Энергосистемах в целом в регулировании основную роль играет частота. Она указывает неуравновешенность между генерацией и нагрузкой. Если осуществляется слишком большая генерация, то частота повышается, а если слишком малая, то падает. Обычно, задача диспетчера Энергосистемы состоит в обеспечении средств регулирования в пункте, обычно, от генераторов, так чтобы генерация изменялась в соответствии с частотой. То есть, при повышении частоты генераторы снижают производимую мощность и наоборот. Альтернативный и лучший способ управления частотой состоит в наличии устройств нагрузки, которые функционируют в рабочем цикле, таких как рефрижераторы, при настройке их рабочего цикла в соответствии с частотой. Такая система описана в Патенте Великобритании за номером GB2361118. Такое регулирование известно, как Реагирование, и основная предварительная деятельность диспетчеров Энергосистемы состоит в том, чтобы убедиться, что существует достаточно (средств) для реагирования на нормальные случайные изменения спроса, а также на исключительные события, такие как повреждения.

Когда повреждения приводят к потере или отделению части Энергосистемы от другой части или частей Энергосистемы (что известно, как образование изолированных частей), обычно, это будет означать, что энергоснабжение (генерирование) и спрос (нагрузка) на оставшейся части(ях) неуравновешенны. Если не существует достаточных доступных средств Реагирования, то эта неуравновешенность должна отразиться в изменениях в частоте. Если частота отклоняется слишком далеко от основных установочных параметров, то должны сработать дополнительные реле защиты и дополнительные части Энергосистемы будут потеряны.

Если реагирование не уравновешено по Энергосистеме соответствующим образом, то это может привести к повышенным перетокам электроэнергии в пунктах или цепях (то есть подстанциях), где соединяются различные части Энергосистемы, и часто это является причиной дальнейшего повреждения в каскаде.

Если две части Энергосистемы становятся разъединенными, то частота двух частей будет иметь тенденцию к расхождению, и фазирование A/C в двух частях будет отличаться. Если между двумя частями Энергосистемы остаются какие-либо межсоединения (даже если они находятся на совершенно различных уровнях в иерархии напряжения), то это отличие фаз приведет к непредсказуемому (и, обычно, весьма неблагоприятному) поведению там, где они встречаются. Повторное соединение впоследствии должно происходить также только при согласовании двух фаз, и должно иметь достаточную электрическую емкость для переноса перетоков, которые требуются для поддержания двух повторно соединенных частей в действующей синхронизации. Это является затруднительным и требует дополнительного специализированного оборудования в различных переключательных подстанциях.

Совсем недавно обычно использовались контроллеры Энергосистемы для управления системой, как единой Энергосистемой и единой частотой, и для отключения (и имели системы автоматического регулирования для отключения) всей генерации и нагрузки в любых отдельных изолированных частях, которые могли сформироваться при разделении "единой" Энергосистемы. В последнее время были осознаны возможные преимущества от обеспечения возможности сохранения отдельных изолированных частей, и прикладываются усилия для формирования систем регулирования, которые обеспечивают возможность жизнеобеспечения отдельных изолированных частей. Безусловно, более высокие плотности распределенной генерации делают принципы регулирования отдельных изолированных частей менее целесообразными.

Могут быть соединены между собой Энергосистемы, функционирующие на различных частотах, и это обычно осуществляется посредством линий электропередачи постоянного тока DC (ПТ) на большие расстояния. Они функционируют посредством преобразования A/C из одной Энергосистемы в DC; переноса DC на малое или большое расстояние; и преобразования DC обратно в A/C на частоте принимающей Энергосистемы. Недавно были осуществлены большие успехи в электронике в этом отношении с использованием полупроводников (транзисторов и диодов и т.д.), выполненных с возможностью принимать все большие и большие токи. Это является широко известной областью, и доступны так называемые "цифровые трансформаторы" и преобразователи мощности многих размеров и для многих задач.

Большинство межсоединений DC спроектировано для обеспечения возможности перетока мощности в любом направлении, обычно, так чтобы пиковые нагрузки на одной Энергосистеме могли быть частично восполнены мощностью из другой Энергосистемы, чьи пики приходятся на другие моменты времени. Это наиболее полезно, если расстояние является большим. Линии электропередачи DC на большое расстояние используются для соединения отдельных Северо-Американских электроэнергетических систем, и экстенсивно используется линия электропередачи, проложенная под Ла-Маншем, соединяющая Энергосистему Великобритании и Европейскую континентальную Энергосистему (хотя, обычно, для импортирования электроэнергии из Франции).

Преобразователи мощности также являются все более существенным компонентом многих генерирующих и потребляющих устройств. Например, многие ветротурбины должны содержать силовую электронику для корректирования своего вклада в Энергосистему.

Везде, где существует соединение между различными уровнями иерархии Электропередачи и распределения, существуют подстанции. Верхним является уровень самого высокого напряжения, Сеть линий электропередачи, в Великобритании функционирующая на 400kV. Другие страны используют различные напряжения. Самые большие электростанции на этом уровне через повышающие трансформаторы подпитывают Энергосистему электроэнергией. Она должна нести электроэнергию по всей стране в подстанции Энергосистемы. В большинстве стран Энергосистема Электропередачи имеют несколько уровней напряжения, в Великобритании наиболее низкое напряжение Энергосистемы составляет 275kV, и подстанции Энергосистемы должны преобразовывать электроэнергию для этой сети.

По меньшей мере теоретически, на каждом уровне Энергосистема может быть разбита на несколько отдельных сетей, соединенных между собой через сеть более высокого уровня. Так, отдельные сети с напряжением 275 kV могут работать в различных частях страны. Практически, такие сети, обычно, также имеют прямые соединения.

Сеть линий электропередачи более высокого напряжения снабжает электроэнергией распределительные сети более низкого напряжения через подстанции, обычно, с дополнительным понижением напряжения. Пункты Энергоснабжения Энергосистемы (GSP, ПЭЭ) также являются пунктами, где измеряют электропередачу, и может иметь место изменение в собственности инфраструктуры, в текущее время несущей электроэнергию.

Один GSP может снабжать несколько распределительных сетей, и они несут электроэнергию во многие пункты, в которых потребляют эту электроэнергию, вновь через последовательность сетей более низкого напряжения, с подстанциями, где они соединяются между собой.

Отдельные распределительные сети могут брать электроэнергию из нескольких GPS, следовательно, освобождаясь от своей зависимости от какого-либо одного пункта энергоснабжения, (и, следовательно, гарантируя, что им не принесет вред какое-либо единичное повреждение). Это неизменно означает, что существует некоторый вид линии электропередачи, вне сети линий электропередачи более высокого напряжения, посредством которого электроэнергия может перетекать между разными GPS. Эти несколько линий электропередачи являются одним из признаков, которые приводят к предпочтению синхронизировать по возможности большее количество сетей на единой частоте Энергосистемы.

Регулирование сети, в основном, основано на том, что электроэнергия перетекает из сети высокого напряжения в сеть более низкого напряжения, отражая ту концепцию, что большие электростанции достигали наибольших эффективностей. В последнее время стали привлекательны меньшие генераторы, подающие электроэнергию в распределительную сеть. В основном, предполагается, что электроэнергия от такой "вложенной генерации" должна потребляться внутри распределительной сети, с которой она соединена, осуществляя не больше, чем уменьшение перетоков из сети более высокого напряжения. Однако, при установке более распределенной генерации, на любом уровне в сети, она время от времени будет генерировать большее количество мощности, чем потребляется внутри Распределительной сети, следовательно, делая необходимым экспорт в Энергосистему более высокого уровня.

Это делает проблему управления Энергосистемой еще более сложной и потенциально изменчивой, чем просто однонаправленные перетоки электроэнергии. Как должно осуществляться регулирование вложенной генерацией, и как должны быть определены перетоки электроэнергии вверх из распределительных сетей в сети линий электропередачи? Что должно произойти, когда имеет место повреждение в любой из этих сетей, и как можно минимизировать эти повреждения?

Настоящим изобретением предпринимается попытка решить проблемы, идентифицированные выше.

Настоящее изобретение, согласно первому аспекту, обеспечивает подстанцию, соединяющую две части энергосистемы, работающие на различных уровнях напряжения и/или частотах, подстанция содержит средство мониторинга параметра, показательного для электроэнергии, доступной из и/или электроэнергии, требуемой для двух частей энергосистемы, и средство реагирующего регулирования перетока для регулирования перетока электроэнергии между двумя частями энергосистемы в зависимости от параметра для двух частей энергосистемы.

Предпочтительно, параметр одной или обеих частей энергосистемы содержит частоту одной или обеих частей энергосистемы.

Предпочтительно, части энергосистемы находятся на различных уровнях в иерархии Энергосистемы, например, сеть линий электропередачи и распределительная сеть, или распределительная сеть и электроприбор домашнего обихода. Подстанция может быть размещена между любыми двумя частями Энергосистемы.

Уровень частоты обеспечивает указание "напряженного состояния" (стресса) части энергосистемы или сети. Измерением может быть, например, абсолютное значение частоты или девиация частоты от 'нормальной' рабочей частоты, когда часть энергосистемы не находится в напряженном состоянии.

Так как части энергосистемы могут работать на различных частотах и могут иметь несогласованные фазы AC, то может быть обеспечено средство для согласования фаз AC или для поддерживания их по возможности ближе друг к другу. Например, оно может существовать в виде переключателя, такого как описан в описании.

Согласно другому предпочтительному аспекту, параметр одной или обеих частей энергосистемы содержит сигнал, показательный для неуравновешенности между электроэнергией доступной, и электроэнергией, требуемой для одной или обеих частей энергосистемы.

Узел управления регулирует реагирование внутри части энергосистемы или 'области'. Он также может содержать информацию относительно стоимости электроэнергии для части энергосистемы в целом, в частности, рабочие частоты.

Вышеупомянутые проблемы регулирования решаются предпочтительной реагирующей подстанцией, обеспечивающей возможность разбиения Энергосистемы - сетей Линий Электропередачи и Распределительных сетей - на несколько частотных областей. Это обеспечивает основную концепцию регулирования, которая обеспечивает возможность взаимодействия различных частотных областей друг с другом самостабилизирующимся образом, минимизируя воздействие возмущений и предлагая регулируемую (и экономичную) модель для управления подстанциями и перетоками мощности.

Принципы и концепция регулирования, и, соответственно, архитектура и структура контроллера Реагирующей_Подстанции, идентичны на любом уровне в иерархии, выбранном для их применения. Они применяются при межсоединении из Сети Линий Электропередачи национальной Энергосистемы в Распределительную Сеть, или из локальной пригородной распределительной сети в отдельный жилой дом или учреждение.

Хотя, в предпочтительных конфигурациях, изобретение является реагирующим для разрешения неуравновешенностей в синхронизированных энергосистемах, изобретение может найти применение также, как средство торговли.

Соответственно, согласно другому предпочтительному аспекту, параметр одной или обеих частей энергосистемы содержит параметр стоимости, показательный для стоимости электроэнергии для одной или обеих частей энергосистемы.

Параметром стоимости может быть (но не обязательно) цена, которую каждая часть энергосистемы готова заплатить или взыскать за электроэнергию. Эта цена может варьироваться в зависимости от частоты, или уровня 'напряженного состояния' части энергосистемы.

Согласно второму варианту осуществления изобретение обеспечивает объединенную энергосистему энергоснабжения, содержащую две части энергосистемы, соединенные подстанцией, согласно первому аспекту, причем каждая часть энергосистемы содержит один или большее количество устройств нагрузки и узлов управления для обеспечения упомянутого параметра.

Согласно предпочтительному аспекту объединенной энергосистемы энергоснабжения, упомянутый узел управления предназначен для регулирования потребления электроэнергии упомянутой одной или большим количеством нагрузок в зависимости от частоты соответствующей части энергосистемы.

Эти аспекты изобретения, в наиболее предпочтительном варианте осуществления, используют в комбинации с первым аспектом изобретения, так чтобы регулирование перетоком электроэнергии осуществлялось в зависимости от уровней частоты или 'напряженного состояния' соединенных частей энергосистемы и стоимости электроэнергии при этой частоте для частей энергосистемы.

Наиболее предпочтительным применением концепций изобретения является реагирующая объединенная электроэнергетическая система, содержащая реагирующие подстанции, которые определены выше, в комбинации с реагирующими устройствами нагрузки, такими, как описаны в Патенте Великобритании за номером GB 2361118.

Теперь, согласно приложенным чертежам, исключительно иллюстративно будут описаны предпочтительные варианты осуществления.

Фиг.1 изображает схематическое представление объединенной электроэнергетической системы, имеющей подстанции между различными уровнями в иерархии электропередачи и распределения.

Фиг.2 изображает блочную диаграмму реагирующей подстанции согласно настоящему изобретению.

Фиг.3 изображает блочную диаграмму детектора напряженного состояния энергосистемы для использования в предпочтительном варианте осуществления изобретения.

Фиг.4 изображает блочную диаграмму реагирующего контроллера перетока для использования в предпочтительном варианте осуществления изобретения.

Фиг.5 изображает блочную диаграмму контроллера перетока подстанции.

Фиг.6 изображает блочную диаграмму контроллера измерений подстанции.

Фиг.7 изображает блочную диаграмму центра управления.

Вначале, согласно фиг.1, будут описаны общие концепции, стоящие за настоящим изобретением и предпочтительными вариантами осуществления.

Как описано выше, электроэнергетическая система состоит из иерархии уровней или сетей, соединенных подстанциями.

Верхним является уровень самого высокого напряжения, Сеть Линий Электропередачи, в Великобритании функционирующая на 400kV. Другие страны используют различные напряжения. Самые большие электростанции на этом уровне через повышающие трансформаторы подпитывают Энергосистему электроэнергией. Она будет нести электроэнергию по всей стране к подстанциям Энергосистемы. В большинстве стран, Энергосистема Электропередачи имеет несколько уровней напряжения, в Великобритании наиболее низкое напряжение Энергосистемы составляет 275kV, и Подстанции Энергосистемы должны преобразовывать электроэнергию для этой сети.

По меньшей мере теоретически, на каждом уровне Энергосистема может быть разбита на несколько отдельных сетей, соединенных между собой через сеть более высокого уровня. Так, отдельные сети 275 kV могут работать в различных частях страны. На практике, такие сети, обычно, также имеют прямые соединения.

Сеть линий электропередачи более высокого напряжения снабжает электроэнергией распределительные сети с более низким напряжением через подстанции, обычно с дополнительным понижением напряжения. Пункты Энергоснабжения Энергосистемы (GSP) часто являются также пунктами, где измеряют электропередачу, и может иметь место изменение в собственности инфраструктуры, теперь несущей электроэнергию.

Один GSP может снабжать несколько распределительных сетей, и они несут электроэнергию во многие пункты, в которых потребляют эту электроэнергию, вновь через последовательность сетей более низкого напряжения, с подстанциями, где они соединяются между собой.

Основной концепцией Реагирующей_Подстанции является новый «принцип» синхронизированных сетей, состоящий в том, что все устройства в сети синхронизированы на единой частоте, и что эта частота варьируется в соответствии с неуравновешенностью энергоснабжения и спроса в сети. Эта частота является сигналом всем участникам относительно состояния сети, и может быть использована некоторыми участниками для корректировки своего поведения для обеспечения устойчивости.

Этим сигналом является сигнал с шумами, непрерывно колеблющийся вверх и вниз в соответствии с мгновенными изменениями в энергоснабжении и спросе. Для минимизации размера этой флуктуации и чтобы сделать сигнал более четким, полезно по возможности увеличить область Энергосистемы, соответственно, статистически сглаживая отдельные флуктуации по большей совокупности. Это является одним из побуждающих факторов для увеличения Энергосистем.

Однако, если существует адекватное средство Реагирования (в идеале в виде устройств Реагирующей_Нагрузки, устройств с меньшим рабочим циклом, которые корректируют свое потребление в соответствии с частотой Энергосистемы и, следовательно, способствуют достижению более точного равновесия), то устойчивость сигнала частоты может быть достигнута внутри гораздо меньших областей. Также, при устройствах Реагирующей_Нагрузки, неуравновешенность может допускаться на намного более длительное время без нарушения устойчивости области и, соответственно, обеспечивается возможность обоснованных действий для возмещения неуравновешенностей.

Внутри этих меньших областей будет все еще существовать потребность в:

генерировании большего или меньшего количества электроэнергии внутри области;

потребления большего или меньшего количества электроэнергии внутри области, или

импортировании электроэнергии из другой области(ей) или экспортировании электроэнергии в другую область(и).

Объем потребности, вне зависимости от того, уменьшился ли он внутри сети или части энергосистемы при функционировании устройств Реагирующей_Нагрузки, может быть получен непосредственно из девиации частоты относительно выбранной средней или эталонной частоты (например, 50Hz или 60Hz) области. При наличии информации относительно "нормального" спроса, размер мгновенного дефицита (например, в киловатт) является функцией отклонения в частоте от эталонной частоты (в Гц) совместно с параметрами, отражающими размер и характеристику Реагирующей_Нагрузки и тепловой инерции, к которой она может относиться. Если это отклонение сохранялось в течение некоторого времени, то объем задержанного спроса (например, в kWh) может быть непосредственно получен при накоплении отклонения частоты с того момента, как оно находилось в своей предпочтительной точке в последний раз и, вновь, ключевых параметров, отражающих Реагирующую_Нагрузку. Практически, это можно измерить посредством измерения, насколько далеко синхронизация, возбужденная частотой, отклоняется от точной синхронизации.

Так как информация относительно "нормального" спроса сети не изменяется быстро, существует параметр, который может быть получен просто и передан всем участникам (автоматическим или людям), которые могут корректировать свое поведение в отношении потребления или генерирования. Хотя за день и за неделю он изменяется, обычно, он является весьма предсказуемым и, следовательно, может распространяться участникам заблаговременно.

Когда существуют неуравновешенности, участники могут иметь информацию относительно размера неуравновешенностей и принимать решение относительно того, как они собираются реагировать. Управление частотной областью может оказывать влияние на эти решения, например, заблаговременно публикуя цену, которую готовы заплатить (или взыскать) за коррекцию определенных уровней неуравновешенностей. Например, они могут объявить, что при превышении дефицитом (например) 5MWh они будут готовы платить $50 на MWh за дополнительно поставленную электроэнергию (внутри контрольного периода). Дефицит, скорее может быть выражен просто в секундах задержки синхронизии, чем в MWh. В этом контексте дополнительно поставляемая электроэнергия точно эквивалентна не потребленной электроэнергии.

Следовательно, все участники могут устанавливать свои системы регулирования для реагирования на этот сигнал в соответствии со своей способностью к быстрому реагированию на цены. Высокопотребляющие устройства (такие, как водонагреватели или тепловые аккумуляторы) могут быть установлены для потребления только в отсутствии дефицита, и, соответственно, избегаются дополнительные расходы. С использованием резервных или пиковых генераторов они могут устанавливать свои системы для подпитки Энергосистемы электроэнергией, когда пороговое значение цены превышает их расход. Генераторы могут повышать или понижать производимую мощность для отражения изменения в расходе.

Также, Реагирующие_Подстанции могут осуществлять выбор, повысить или понизить количество электроэнергии, которая перетекает в другую сеть или из другой сети, с которой они соединены. Они регулируют часть импорта в область и экспорта из области.

В Реагирующих_Подстанциях имеет место дополнительная сложность, состоящая в том, что они должны учитывать состояние другой сети. Однако, другая сеть должна иметь собственную частотную область, и, следовательно, собственные сигналы относительно размера неуравновешенности. Она должна иметь собственное управление и совокупность цен, опубликованных для этой области. Реагирующая_Подстанция может использовать это сравнение цен для принятия решения относительно того, изменять ли проходящие через нее перетоки. Если в одной сети цена высокая, а в другой низкая, то это приводит к повышению перетоков со стороны низкой цены на сторону высокой цены (или понижению перетоков в другую сторону).

Указанные изменения в перетоках, возможно, будут только в небольшой степени, изменять неуравновешенности в каждой сети и, следовательно, изменять вовлеченные частоты. Это в свою очередь будет перемещать устройства на обеих сторонах в другие точки на их кривых цены, и, следовательно, продолжать корректировать их режим.

В аспектах или вариантах осуществления изобретения, где учитывается 'стоимость' электроэнергии, это, предпочтительно, осуществляется в терминах цены. Цена является удобным и очень мощным средством выражения корректировки поведения в отношении генерации и потребления способами, которые делают Энергосистему устойчивой. Это также может обеспечивать основное экономическое обоснование для поддержания того поведения, которое отражает экономические и коммерческие отношения, которые часто должны существовать между участниками. Но цена не обязательно должна быть финансовой. В некоторых Энергосистемах, например внутри промышленной зоны, "цены", передаваемые в Реагирующие_Подстанции и Реагирующие_Устройства, могут отражать результат комплексных исследований оптимизации управления, с ценой являющейся не более чем удобным параметром для управления координацией устройств.

В большинстве стран электроэнергию измеряют на уровне оптовых цен за весьма короткие периоды времени, в Великобритании каждые полчаса. Соглашения по оптовой торговле каждые пол часа определяют цену и электроэнергию, которая должна поставляться, и это может легко использоваться для установки подразумеваемого перетока (перетока при отсутствии неуравновешенности в любой Энергосистеме) через Реагирующую_Подстанцию. Отклонения от этого подразумеваемого перетока в ответ на неуравновешенности не устанавливаются в основном соглашении, и это те цены, которые удерживаются посредством управления частотной областью.

Соответственно, там где цена играет роль в регулировании перетока электроэнергии, должен существовать показатель взноса Реагирующих_Подстанций в соответствующие им Энергосистемы (или вычета из соответствующих им Энергосистем). Может быть, что сигналы, используемые для регулирования перетоков, будут приемлемы в качестве записей измерений, но Реагирующие_Подстанции могут также содержать измерители для записи перетоков электроэнергии. Эти измерители подают данные в контроллер Реагирующей_Подстанции, который затем умножает разницу в перетоке относительно подразумеваемого перетока на цену, которую вычисляют из сигнала частоты, и накапливает стоимость, обусловленную частотной областью или управлением частью энергосистемы.

Безусловно, управление областью (или части энергосистемы) должно поддерживать запись мгновенной цены и также должно иметь информацию относительно общего перетока мощности через Реагирующую_Подстанцию за контрольный период. Они должны быть согласованы с заявлением цены Реагирующей_Подстанции. Остается возможность, что Реагирующая_Подстанция "ворует", следовательно, осуществляя переток электроэнергии не в наибольших интересах Энергосистемы, а для собственной прибыли. (Например, осуществляя переток дополнительной электроэнергии за низкие цены и понижая переток по высоким ценам). Создание непредсказуемости цен и неуравновешенности должно привести либо к несогласованности показаний измерителя, либо к потере возможности получения прибыли, когда воровство раскрыто. Однако аспекты измерений контроллера могут требовать контроля и управления посредством внешнего верификатора.

Также для каждой Энергосистемы должна существовать "средняя" цена. Это цена изменения в перетоках электроэнергии, в то время как Энергосистема функционирует на своей средней частоте, и арбитраж рынка, обычно, должен гарантировать, что цена является идентичной на двух сторонах. Если Реагирующая_Подстанция наблюдает низкую частоту в одной Энергосистеме, то ее импорт дополнительной электроэнергии в нее не может быть осуществлен на частоте экспортирующей Энергосистемы, но эта электроэнергия не может быть высвобождена.

Могут возникнуть режимы повреждения, при которых обусловленная договором электроэнергия не перетекает, и она может быть обработана, как эквивалентный обратный переток, который должен быть оплачен по (переменной) цене, обозначенной системой управления экспортирующей Энергосистемой.

Когда имеют место повреждения, может быть полезным приписывать повреждение одной стороне или другой, и иметь разницу цен, ассоциированную с приписыванием повреждений. Если Реагирующая_Подстанция соответствует и готова к экспорту, но электроэнергия недоступна, то это экспортирующая система не должна получить полную стоимость своего "экспорта". Если, с другой стороны, импортирующая Реагирующая_Подстанция или Энергосистема не обеспечивает возможность поступления перетока, то ее непреднамеренный "экспорт" должен быть подвергнут дисконту.

Управление каждой Энергосистемой должно будет получить свои собственные формулы цены для преобразования сигнала неуравновешенности частоты Энергосистемы в стоимость, которая должна быть оплачена (или взыскана) в отношении Реагирующих_Подстанций в своей Энергосистеме. Это комплексная, аналитическая и рыночная задача (вне контекста этой заявки), и требует разработки для подачи соответствующих сигналов участникам (включая участников спроса) относительно стоимости защиты энергоснабжения.

Могут существовать целесообразные бизнес-модели, посредством которых совокупности Реагирующих_Подстанций в Энергосистеме могут находиться в собственности и/или эксплуатироваться различными организациями, и каждая из этих организаций может иметь свои собственные системы управления Энергосистемой. Эти системы управления Энергосистемой могут публиковать цены, которые предлагают только соответствующим Реагирующим_Подстанциям в Энергосистеме.

Для сохранения устойчивости Энергосистемы может быть предпочтительной некоторого вида координация между системами управления Энергосистемой, но собственная устойчивость Реагирующей_Энергосистемы может сделать это ненужным.

Одним из вариантов является возможное развитие рынков розничной продажи электроэнергии Стадии 2 Великобритании, которые могут требовать от конкурирующих поставщиков наличия их собственной инфраструктуры в каждой локальной Энергосистеме в виде их собственной Реагирующей_Подстанции, через которую перетекает электроэнергия для удовлетворения потребностей их заказчиков, каждого с его собственной внутренней Реагирующей_Подстанцией, соединенной с системой управления Энергосистемой поставщиков.

В таких обстоятельствах возможно выделение каждому поставщику нескольких контроллеров Реагирующей_Подстанции, регулирования и логики ценообразования, но для перетоков электроэнергии, которые должны быть объединены в единую физическую совокупность контроллеров мощности. Перетоки, запрошенные каждым контроллером Реагирующей_Подстанции, суммируют для получения общего перетока электроэнергии, и измеренный переток пропорционально приписывают каждому Контроллеру.

Такие "виртуальные" Реагирующие_Подстанции являются одним способом, которым собственники распределительной сети могут обеспечивать услуги конкурирующим поставщикам.

Большее количество времени и в большинстве случаев короткие отклонения от равновесия, и, соответственно, краткосрочные колебания в средней частоте не имеют никаких коммерческих или технических последствий. При соответствующей совокупности устройств Реагирующей_Нагрузки краткосрочные колебания сглажены даже в малых Энергосистемах.

Одним из основных преимуществ Реагирующей_Нагрузки является ее электрическая емкость, которая позволяет Энергосистеме поглощать большие флуктуации, такие как потерю большой электростанции или потерю главной линии электропередачи с минимальным воздействием на функционирование Энергосистемы. Воздействие рассеивается по большой совокупности устройств, предоставляя время для корректирующего управления или реакции рынка.

После таких событий в синхронизированной Энергосистеме очень быстро должны измениться перетоки электроэнергии через подстанции A/C. Некоторые (подстанции) повышают перетоки, а некоторые (в частности, снабжающие зону с высокой плотностью устройств Реагирующей_Нагрузки) их понижают.

Если сети соединены только Реагирующими_Подстанциями, реагирующими на цену или параметры 'стоимости', то сеть, в которой происходит катастрофическое повреждение, должна претерпеть крутое понижение (или повышение) в частоте, но перетоки электроэнергии через соединенные с ней подстанции останутся неизменными, пока не вмешается механизм цен и Реагирующие_Подстанции не начнут обновлять свой переток, реагируя на изменение в частоте, соответственно изменяя частоту других своих Энергосистем, соответственно вводя в этих сетях Реагирование (и Реагирующую_Нагрузку).

В некоторых случаях это может происходить очень медленно, и соответствующим для Реагирующих_Подстанций может быть немедленное обновление их перетоков в ответ на быстрые изменения в частоте на одной стороне или на другой стороне соединенных с ними сетей. Частотная область, в которой имеют место большие повреждения, может (по меньшей мере первоначально) иметь преимущество большой генерации и, следовательно, обеспечивать возможность только медленного реагирования на изменения в частоте. Затем для этой области предпочтительно получить доступ к средству Реагирования, доступному в других сетях, и, в частности, Распределительных Сетях, где в идеале должна быть сконцентрирована Реагирующая_Нагрузка.

Одна возможность состоит в наличии режима "Сквозного прохода Реагирования" функционирования Реагирующих_Подстанций, при котором регулирование должно сделать попытку и синхронизировать две частоты. Следовательно, Реагирующая_Подстанция корректирует переток, стремясь поддерживать две частоты по возможности ближе друг к другу, изменяя перетоки при немедленном реагировании на изменения частоты в каждой Энергосистеме. Этот режим функционирует до тех пор, пока напряженное состояние во всей Энергосистеме не превысит порогового значения, и Реагирующая_Подстанция не вернется к перетокам, чувствительным к ценам.

Это может быть реализовано как переключатель A/C внутри Реагирующей_Подстанции, который замкнут при функционировании "Сквозного прохода Реагирования", но размыкается при достижении порогового значения напряженного состояния Энергосистемы. Затем он должен быть вновь замкнут, когда восстановлена устойчивость (и две сети находятся в фазе). Эта возможность включена в архитектуру Реагирующей_Подстанции.

Такое функционирование увеличивает сложности в отношении обработки (неизбежных) различий в перетоке, между подразумеваемым перетоком, обусловленным договором, и фактическим перетоком, возникающим в результате Реагирующего поведения. С этим можно справиться посредством обусловленных договором платежей для охвата изменений.

Энергосистемы подвергаются событиям повреждения, таким как повреждение линии электропередачи или повреждение подстанции.

Если повреждение приводит к потере энергоснабжения в Энергосистему или к потере спроса из энергосистемы, то воздействие потери на частоту будет зависеть от доли общего перетока электроэнергии в Энергосистему или из Энергосистемы, которую несла поврежденная система. Если, как часто должно иметь место, переток в Энергосистему переносят две подстанции, то потеря перетока из одной должна представлять около 50% перетока электроэнергии в указанную Энергосистему.

При текущем формировании синхронизированных энергосистем эта потеря перетока электроэнергии из одной подстанции будет мгновенно передана на другую. Согласно Заявлению Палаты по Энергетике и Комитета Торговли относительно Северо-восточного отключения электроэнергии в августе 2003г. "Когда элемент выключается, существующие перетоки мощности мгновенно перераспределяются на другие элементы энергосистемы, согласно законам физики, независимо от государственных границ или собственности на средства электропередачи".

Если используют Реагирующие_Подстанции, то перераспределение не должно происходить мгновенно, и поведение Энергосистемы будет зависеть от глубины доступного Реагирования. Если изменение существенно больше, чем доступное реагирование, то Энергосистема каскадно перейдет к отключению электроэнергии.

Однако, существует короткий период времени, в течение которого частота будет быстро падать, но все еще будет оставаться внутри пределов. Если Реагирующие_Подстанции, которые имеют электрическую емкость для быстрого изменения своих перетоков электроэнергии в требуемом направлении, обнаруживают эту скорость изменения, то каскад может быть предотвращен.

Реагирующая_Подстанция может обнаружить также повреждения, которые непосредственно больше воздействуют на напряжение, чем на частоту.

Обеспечение таких быстрых изменений перетока, вероятно, должно иметь гораздо большую практическую стоимость, чем любая возможная стоимость перетекающей электроэнергии, следовательно, благоразумно приостановить, по меньшей мере на некоторое время, механизмы регулирования перетока на основе цены и задержать вознаграждение взамен на действие возмещения события.

Такие действия возмещения события, обычно, должны быть предварительно запрограммированы в Реагирующей_Подстанции, и любое вознаграждение, основанное на цене, может быть также предварительно запрограммировано.

Это достигается при наличии режима "Возмещения события" для элемента устройства принятия Решения относительно Перетока Реагирующей_Подстанции.

Если скорость обнаружения и изменения перетока не может быть достигнута, то станет предпочтительным ограничение перетока в любую Энергосистему или из любой Энергосистемы через любую Реагирующую_Подстанцию, приблизительно, до полного доступного Реагирования в Энэргосистеме.

Реагирующая_Подстанция должна через свою силовую электронику, иметь возможности воздействовать на напряжение и передачу реактивной электроэнергии в обе Энергосистемы, с которыми она соединена. Такое воздействие, по своему характеру, является более локальным, чем вовлеченные Энергосистемы, но также может подлежать активному локальному управлению с обратной связью с использованием параметров, установленных Центрами управления Энергосистемой. Стратегия для осуществления этого воздействия находится вне контекста этого описания. Однако Реагирующие_Подстанции, обычно должны обеспечивать возможность обеспечения регулирования напряжения и служб реактивной нагрузки, существенных для Энергосистем, без чрезмерного ущерба для служб Реагирующей_Подстанции.

Отключение электроэнергии Реагирующих_Энергосистем должно происходить очень редко. Когда это происходит, Реагирующая_Подстанция обеспечивает поддержку быстрого восстановления. Двумя основными концепциями для Запуска после Отключения являются:

- Использование специальных Частот Энергосистемы Кризиса Энергосистемы. При этом используют отдельную более низкую частоту Энергосистемы, которая используется только при кризисе и запуске. Обычно, она на 10% ниже частоты Энергосистемы для нормального использования, и должна быть частотой, используемой когда на Энергосистему первый раз подают питание.

- Назначение Реагирующей_Подстанции Запуска после Отключения.

Эта подстанция является подстанцией, которая когда она наблюдает Энергосистему, на которую не подается питание, но имеет электроэнергию, доступную из другой Энергосистемы, ответственна за первую подачу питания в нее. В основном, Реагирующая_Энергосистема должна иметь только единственную Реагирующую_Подстанцию Запуска после Отключения. Однако, так как это создает возможность того, что на энергосистему, в которой отключена электроэнергия, не будет повторно подано питание, если единственная Реагирующая_Подстанция Запуска после Отключения повреждена или непосредственно не наблюдает электроэнергии в другой своей Энергосистеме, то также может существовать приоритетная система с протоколами, с использованием и без использования Интернета, для принятия решения относительно того, что следует предпринять на первом этапе. Также может существовать обратная связь для обнаружения, возник ли конфликт, при нескольких источниках не синхронизированной электроэнергии. Когда это происходит, для принятия решения может быть применен способ экспоненциального возврата локальной сети Ethernet.

Эти две концепции позволяют Реагирующим_Подстанциям в Энергосистеме осуществлять постепенный переток большего количества электроэнергии с использованием механизма ценообразования (возможно, первоначально с использованием специальных параметров / таблиц ценообразования) до тех пор, пока не будет достигнута нормальная Частота Энергосистемы, и нагрузки не смогут вновь осуществлять потребление. Это будет намного быстрее в действии, чем предварительно запланированные операции вручную.

Основная задача Реагирующей_Подстанции остается внутри Энергосистемы и в управлении перетоками между частями сети всей Энергосистемы. Однако, концепция и устройство могут использоваться, даже если одна сторона Реагирующей_Подстанции сокращена до простого и базового устройства потребления или генерации. При условии, что:

- для Реагирующих_Устройств экономически целесообразно иметь соединения (вероятно, через интернет) с соответствующими Центрами Управления Энергосистемой, и, следовательно, иметь доступ к подразумеваемым перетокам и ценам;

- устройство может содержать в себе измеритель, допустимый для управления Энергосистемой; и

- устройство может осуществлять некоторое регулирование в отношении своего поведения,

тогда Реагирующая_Подстанция может существовать внутри жилого дома, плиты, стиральной машины, нагревателя, котлоагрегата, CHP-оборудования, микрогенератора, ветряной или приливной турбины, даже фотоэлектрической батареи, т.е. большой группы интеллектуальных устройств.

Теперь, согласно фиг.2, будет более подробно описан предпочтительный вариант осуществления реагирующей подстанции.

Фиг.2 изображает возможный вариант осуществления Реагирующей_Подстанции. Она обеспечивает и регулирует переток электроэнергии между двумя Энергосистемами, определенными как Энергосистема A 1 и Энергосистема B 2. В пояснительных целях предполагается, что Энергосистема A находится выше в иерархии Реагирующей_Энергосистемы, чем Энергосистема B, и, следовательно, может функционировать при более высоком напряжении. Когда она это осуществляет, более высокое напряжение достигается (необязательно) посредством повышающего трансформатора 3, который преобразовывает внутреннее рабочее напряжение Реагирующей_Подстанции в напряжение Энергосистемы A. Затем Энергосистема A (необязательно, через службы понижения (напряжения) трансформатора 3) соединяется с Преобразователем 4 Мощности AC в DC (A а B), который при перетоке электроэнергии из Энергосистемы A преобразовывает электричество в DC и регулирует объем перетоков.

Энергосистема A также соединена (необязательно, через службы повышения напряжения трансформатора 3) с Преобразователем 5 Мощности DC в AC (B в A). При перетоке электроэнергии в Энергосистему A преобразователь DC в AC регулирует напряжение и фазирование электричества.

Энергосистема B 2 подсоединена подобным образом, но, обычно, не будет требовать трансформатора повышения - понижения напряжения. Она соединена с Преобразователем 6 Мощности AC в DC (B в A), который при перетоке электроэнергии из Энергосистемы B преобразовывает AC в DC и регулирует количество перетока. Энергосистема B также соединена с Преобразователем 7 Мощности DC в AC (A в B), который при перетоке электроэнергии в Энергосистему B регулирует напряжение и фазирование электричества.

Указанные преобразователи мощности совместно являются одним вариантом осуществления силовой электроники, обеспечивающей возможность регулирования количества перетока электроэнергии в любом направлении между Энергосистемами A и B и определены, как Реагирующий Преобразователь Мощности.

Преобразователи мощности, обычно, должны иметь возможность воздействовать на напряжение или непосредственно регулировать напряжение в пункте, в котором они соединены с Энергосистемами. Необходимые системы регулирования напряжения и ассоциированные параметры, обычно, должны быть внедрены внутрь Реагирующей Подстанции, но они находятся вне контекста этого описания.

Реагирующий Контроллер 8 Перетока, также дополнительно поясняемый ниже, принимает решение относительно количества электроэнергии, которое должно перетечь, и управляет Реагирующим Преобразователем Мощности соответствующим образом. В предпочтительном варианте осуществления он осуществляет это с использованием цен, параметров и политик, время от времени публикуемых и сообщаемых Центрами Управления. Подстанция изобретения регулирует переток электроэнергии в соответствии с условиями на одной или обеих соединенных с ней частях энергосистемы. Это могут быть частота (должна быть реагирующей в отношении неуравновешенности) и/или некоторый другой параметр, такой как цена, которую каждая часть энергосистемы готова заплатить или взыскать за электроэнергию. В предпочтительном варианте осуществления учитывают и частоту и цену. Центр 9 Управления Энергосистемой A публикует информацию цен, относящуюся к Энергосистеме A. Центр 10 Управления Энергосистемой B публикует информацию, соответствующую каждой Энергосистеме, и Центр 21 Управления Подстанцией публикует информацию, управляющую Реагирующей_Подстанцией. Указанные центры могут (но это не является обязательным) находиться в различной собственности. Фиг.6 изображает, как эти центры связаны друг с другом.

Указанные Центры связаны с Реагирующей_Подстанцией с использованием обычных технологий связи, вероятно, включающих в себя Интернет 13, что может быть достигнуто посредством Радио Доступа 14 Интернет. Эта связь должна быть защищенной посредством различных обычных технологий шифрования для обеспечения между ними связи, защищенной от неавторизованных или злоумышленных сообщений.

Основным признаком является то, что для функционирования Реагирующей_Подстанции связь между Реагирующим Контроллером Перетока и различными Центрами Управления не обязательно должна происходить в реальном времени. Даже, когда связь является недоступной в течение весьма длительных периодов (даже неограниченно) Реагирующая_Подстанция должна продолжать функционировать и обеспечивать свои службы. Она осуществляет это, захватывая и реагируя на сигналы из одного или большего количества Детекторов Напряженного состояния Энергосистемы, ассоциированных с каждой Энергосистемой. Следовательно, Энергосистема A имеет по меньшей мере один Детектор 11 Напряженного состояния Энергосистемы A, и Энергосистема B имеет по меньшей мере один Детектор 12 Напряженного состояния Энергосистемы B. Эти устройства могут быть идентичны и дополнительно описаны ниже. Детекторы Напряженного состояния Энергосистемы могут также осуществлять мониторинг разнообразных пороговых значений, которые могут изменять режим функционирования Реагирующего Крнтроллера Перетока.

Несколько Детекторов Напряженного состояния Энергосистемы могут играть роль, когда любая или обе из Энергосистем находятся в кризисе и при Запуске после Отключения. В эти моменты времени может быть полезным определить режимом функционирования режим кризиса, используемый только для подачи питания в Энергосистему. При нормальном функционировании требуется только один (детектор), и не все Реагирующие_Подстанции требуют дополнительные возможности даже при кризисе.

Сравнивая состояние напряженного состояния Энергосистемы для двух Энергосистем, A и B, Реагирующий Контроллер Перетока принимает решения относительно количества электроэнергии для перетока между Энергосистемами таким образом, чтобы поддерживать устойчивость обеих энергосистем в зависимости от напряженного состояния, в котором они находятся. Более подробное исследование того, как это осуществляется, приведено ниже (см. фиг.4).

Изменения в перетоке электроэнергии имеют экономические последствия для обеих Энергосистем. Следовательно, Реагирующая_Подстанция содержит в себе системы измерения для записи перетоков мощности и их преобразования в транзакции. Это принимает вид Измерителей, записывающих перетоки: DC-Измеритель 15 из A в B и DC-Измеритель 16 из B в A. Обработка показаний измерителей дополнительно описана ниже (см. фиг.6).

Энергосистема B может быть очень малой, возможно, один жилой дом или система распределения мощности внутри изделия или оборудования. Следовательно, может быть уместно распределять электроэнергию на DC-Шине 18 Низкого Напряжения, с напряжением на этой шине, формируемым Преобразователем 17 Мощности DC в DC.

Если Энергосистема B мала, то может быть уместно осуществлять управление устройствами и электроприборами непосредственно из Реагирующего Контроллера Перетоком, независимо от того, подпитываются ли они Энергосистемой A/C. Этот сигнал 19 заменяет сигнал, который, по существу, переносится на частоте Энергосистемы B, и, следовательно, управляет потреблением устройств Энергосистемы B.

Например, электроприбор может быть частью энергосистемы, хотя и очень простым. Как изображено на фиг.2, должен использоваться прямой сигнал 19 из контроллера 8 перетока в электроприбор, делая возможным управление электроприбором без преобразователей мощности и только с использованием цены Энергосистемы A. В одном виде электроприбор для подпитки, например, своих электродвигателей и/или своих нагревателей и т.д. может использовать A/C из Энергосистемы A. Регулирование перетока в электроприбор должно осуществляться посредством напряженного состояния (или цены) Энергосистемы A в комбинации с фиксированными параметрами Энергосистемы B (электроприбор). Одним возможным вариантом вида фиксированного параметра для Энергосистемы B может быть совокупность кнопок на электроприборе, которые могут быть установлены либо в "срочно", либо в "дешево".

В некоторых обстоятельствах могут быть предпочтительны уменьшение времени использования Реагирующих Преобразователей Мощности и полная синхронизация нормального функционирования двух Энергосистем A и B. Когда это необходимо и полезно, могут быть установлены Переключатель AC, и Фазовый Детектор 20. Это обеспечивает линию электропередачи между двумя Энергосистемами, соответственно, поддерживая их полностью синхронизированными, и оставляя не используемыми Реагирующие Преобразователи Мощности. Однако, когда возникают обстоятельства, когда синхронизация предполагает риск для одной или обеих из двух Энергосистем, Реагирующий Контроллер Перетока может выдать инструкцию на размыкание переключателя, принудительно осуществляя проход любых перетоков через Реагирующие Преобразователи Мощности, и передавая регулирование перетока электроэнергии полностью Реагирующему Контроллеру Перетока. Когда Реагирующий Контроллер Перетока вновь определяет, что предпочтителен прямой переток A/C, он должен выдать инструкцию Переключателю AC и Фазовому Детектору 20 на замыкание, когда затем две Энергосистемы обнаружены синхронизированными по фазе.

Теперь, согласно фиг.3, будет описан упомянутый выше предпочтительный вариант осуществления детекторов напряженного состояния энергосистемы.

Фиг.3 изображает возможный вариант осуществления Детектора Напряженного состояния Энергосистемы, подающего сигналы относительно Энергосистемы в Реагирующий Контроллер Перетока.

Входными данными являются входные данные из Энергосистемы 22, которые подаются на Частотомер 23. Затем Частотомер 23 подает измерения частоты в параллельное соединение устройств, одна совокупность вовлечена, когда частота Энергосистемы выше номинальной средней частоты, и соответствующая совокупность вовлечена, когда частота Энергосистемы ниже номинальной средней частоты.

Частоты Энергосистем выше Средней Частоты вовлекают Детектор 24 Пересечения Средней Частоты, который создает сигнал запуска каждый раз, когда частота Энергосистемы проходит Номинальную Среднюю Частоту Энергосистемы от более низкой к более высокой частоте.

Номинальная Средняя Частота Энергосистемы NCGF (НСЧЭ) A или NCGF B является параметром, передаваемым ему (Детектору) из Реагирующего Контроллера Перетока. Сигнал запуска передается в Компаратор 25 Ускорения Синхронизации, который использует его для сбрасывания своих выходных данных в нуль и для замыкания на начало сравнения синхронизации. Далее отсюда до сброса Компаратор 25 Ускорения Синхронизации сравнивает синхронизацию, возбужденную из частоты Энергосистемы, с синхронизацией, возбужденной NCGF, и разность между двумя синхронизациями является Сигналом 26 Избытка Энергосистемы, передаваемым в Реагирующий Контроллер 8 Перетока.

Этот сигнал является функцией накопленной генерации избытка соединенной Энергосистемы с момента последнего наблюдения NCGF.

Частоты Энергосистемы ниже NCGF вовлекают дополнительный Детектор 27 Пересечения Средней Частоты, который создает сигнал запуска каждый раз, когда NCGF проходит сверху до значения ниже NCGF. NCGF такова, как описано выше. Сигнал запуска передают в Компаратор 28 Замедления Синхронизации, который использует его для сброса выходных данных в нуль и для замыкания на начало сравнения синхронизации. Затем отсюда до сброса Компаратор 28 Замедления Синхронизации сравнивает синхронизацию, возбужденную из частоты Энергосистемы с синхронизацией, возбужденной NCGF, и разность между двумя синхронизациями является Сигналом 29 Недостатка Энергосистемы, передаваемым в Реагирующий Контроллер 8 Перетока.

Этот сигнал непосредственно пропорционален накопленной генерации недостатка (эквивалентен спросу на избыток) соединенной Энергосистемы с момента последнего наблюдения NCGF.

Возможным упрощением является наличие единого Детектора Пересечения Средней Частоты и подача идентичного сигнала запуска в оба компаратора синхронизации. Соответственно, при наблюдении NCGF сигналы Избытка Энергосистемы и Недостатка Энергосистемы должны сбрасываться.

Дополнительным возможным вариантом является также поддержка действующего сигнала Избытка Энергосистемы для поддержания осведомленности относительно предыстории по промежутку времени.

Возможны другие варианты осуществления с основным признаком, являющимся выходными данными, функционально связанными с накоплением избытка Энергосистемы или недостатка Энергосистемы с момента сброса. Моментом сброса может быть прохождение частоты Энергосистемы через NCGF, или, во избежание сброса по частоте, когда частота находится очень близко к NCGF, это может быть более сложная функция от предыстории прохождения через NCGF.

Детектор Напряженного состояния Энергосистемы, описанный до текущего момента, может обеспечивать "чистый" Реагирующий Контроллер Перетока со всем необходимым ему для принятия оптимальных решений в отношении перетоков между Энергосистемами. Для большего выбора в конфигурации в продолжение стадий перехода Детектор Напряженного состояния Энергосистемы также может содержать дополнительные компоненты для обнаружения напряженных состояний Энергосистемы, которые могут использоваться для принятия решения относительно режима функционирования Реагирующего Контроллера Перетока.

Вновь имеет место разделение на вовлеченные компоненты, когда частота Энергосистемы выше NCGF, и другую совокупность для того, когда частота Энергосистемы ниже NCGF.

Детектор 30 Пределов Высокой Частоты сравнивает измеренную частоту с пределами, определенными параметрами 33, переданными из Реагирующего Контроллера Перетока (как часть Параметров 53 Политики Перетока на фиг.4). Существуют два предела частоты: FHGC, который определяет частоту Энергосистемы, на которой, предполагается, Энергосистема находится в напряженном состоянии высокой частоты. И FHMax, который определяет частоту Энергосистемы, на которой, предполагается, Энергосистема находится в кризисе высокой частоты. Детектор 31 Предела Повышения Частоты сравнивает скорость изменения частоты Энергосистемы с пределом FDIGS. Он определяет максимальную скорость (Дельту), с которой может повышаться частота Энергосистемы до того, как Энергосистема, предполагается, находящейся в напряженном состоянии низкой частоты.

При выходе за любой из указанных пределов в Реагирующий Контроллер Перетока передают Аварийные сигналы 34 Напряженного состояния Энергосистемы, который затем может изменить свой режим соответствующим образом.

Детектор 35 Пределов Низкой Частоты сравнивает измеренную частоту с пределами, определенными параметрами 33a, переданными из Реагирующего Контроллера Перетока (как часть Параметров 53 Политики Перетока на фиг.4). Существуют два предела частоты: FLGC, который определяет частоту Энергосистемы, на которой, предполагается, Энергосистема находится в напряженном состоянии низкой частоты. И FLMin, который определяет частоту Энергосистемы, на которой, предполагается, Энергосистема находится в кризисе низкой частоты. Детектор 36 Предела Понижения Частоты сравнивает скорость изменения частоты Энергосистемы с пределом FDRGS. Он определяет максимальную скорость (Дельту), с которой частота Энергосистемы может уменьшаться до того, как Энергосистема предполагается находящейся в напряженном состоянии низкой частоты.

При выходе за любой из этих пределов в Реагирующий Контроллер Перетока передают Аварийные Сигналы 37 Напряженного состояния Энергосистемы, который затем может изменить свой режим соответствующим образом.

В некоторых обстоятельствах может быть предпочтительным определение Детектором Напряженного состояния Энергосистемы для себя NCGF и других параметров из измерений, доступных из Частотомера. В этом состоит задача Детектора 39 Параметров и Средней Частоты Энергосистемы.

Три главные задачи Детектора Параметров и Средней Частоты Энергосистемы состоят в следующем:

1. Когда в Энергосистему впервые подают питание и, следовательно, впервые измеряется частота Энергосистемы, Детектор Параметров и Средней Частоты Энергосистемы использует несколько первых показаний для принятия решения относительно того, какой может быть NCGF. Следовательно, если отсутствует доступная NCGF из Центра Управления Энергосистемой, то Реагирующая_Подстанция может продолжать поставлять полезную функцию.

2. Если Энергосистема обеспечивает возможность функционирования с двумя или большим количеством NCGF, то Детектор Параметров и Средней Частоты Энергосистемы должен выбрать, какая из них является текущей и, соответственно, принять решение относительно режима, в котором работает Энергосистема. Например, может иметь место частота кризиса Энергосистемы, которая ниже используемой при нормальном функционировании, но она используется при кризисе Энергосистемы или при обстоятельствах Запуска после Отключения. Когда Энергосистема функционирует в этом режиме, и, следовательно, при этой низкой частоте, в качестве NCGF, переток электроэнергии может быть полностью зарезервирован для сохранения работоспособности и восстановления Энергосистемы и все остальные виды использования электроэнергии не допускаются. Детектор Параметров и Средней Частоты Энергосистемы также должен принимать решение относительно того, когда частота Энергосистемы достигла точки, где возможно более нормальное функционирование Реагирующей_Подстанции, и NCGF смещают к нормальной средней частоте.

3. При нормальном функционировании Детектор Параметров и Средней Частоты Энергосистемы использует полученные им показания частоты для создания предыстории частоты Энергосистемы и нормального изменения частоты. Тогда там, где для Реагирующей_Подстанции не доступны достоверные параметры, различные параметры для использования в подразумеваемых ситуациях могут быть получены из этой хронологии. Например, все параметры, FHGC, FHMax, FDIGC, FLGC, FLMin и FDRGC, могут быть получены из анализа изменений в частоте за период времени с использованием подразумеваемых долей осуществленных изменений.

При эксплуатации совместно с Устройством 48 принятия Решения относительно Перетока (фиг.4), Устройство принятия Решения относительно Параметров и Средней Частоты Энергосистемы может оценивать, насколько велико воздействие на частоту определенного изменения в перетоке электроэнергии через Реагирующую_Подстанцию. Когда реализуют возмущающее ступенчатое изменение в перетоке электроэнергии, изменяется частота. При сравнении двух изменяющихся параметров за короткий период времени, может быть получена некоторая индикация спроса на электроэнергию Энергосистемы. Она, в свою очередь, может использоваться для получения подразумеваемых Параметров 53 Политики Перетока фиг.4 и подразумеваемых параметров ценообразования. Это должно дать Реагирующей_Подстанции устойчивые способы регулирования перетоков электроэнергии даже при отсутствии Центра Управления Энергосистемой или связи с ним.

Теперь, согласно фиг.4 и фиг.5, будет описан предпочтительный вариант осуществления реагирующего контроллера перетока.

Реагирующий Контроллер Перетока отвечает за принятие решения относительно того, каким должен быть переток электроэнергии через Реагирующую_Подстанцию. Каждая Реагирующая_Подстанция должна иметь один Контроллер 40 Перетока Подстанции (см. также фиг.5). Он управляет Реагирующими Преобразователями Мощности с использованием входных данных из одного или большего количества Устройств 48 принятия Решения относительно Перетока. Несколько Устройств принятия Решения относительно Перетока (и ассоциированная логика) должны обеспечивать возможность собственнику Реагирующей_Подстанции продавать части электрической емкости Реагирующей_Подстанции другим участникам в Реагирующей_Энергосистеме, соответственно обеспечивая возможность воздействия рыночной деятельности на режимы Энергосистемы. Фактически, одна Реагирующая_Подстанция может вести себя как несколько виртуальных Реагирующих_Подстанций.

Реагирующий Контроллер Перетока функционирует, получая и сравнивая цены, доступные в двух Энергосистемах, Энергосистеме A и Энергосистеме B. Каждая Энергосистема имеет свои собственные параметры и таблицы ценообразования, свой собственный Детектор(ы) Напряженного состояния Энергосистемы и свое собственное Устройство Вычисления Текущей Цены.

Параметры 41 и Таблицы Ценообразования Энергосистемы A и Детектор 42 Напряженного состояния Энергосистемы A подают данные в Устройство 43 Вычисления Текущей Цены Энергосистемы A. Оно использует сигнал Недостатка Энергосистемы или Избытка Энергосистемы из детектора Напряженного состояния Энергосистемы A для вычисления или получения цены, которую Энергосистема A готова заплатить за повышенный переток (когда в Энергосистеме существует недостаток) или цены, по которой она должна покупать пониженный переток.

В одном варианте осуществления этого вычисления для выбора элемента из совокупности элементов в Параметрах/Таблицах Ценообразования Энергосистемы должен использоваться сигнал Избытка Энергосистемы (или Недостатка Энергосистемы). В альтернативных вариантах осуществления могут использоваться один или большее количество параметров, которые должны быть использованы в арифметической операции над Сигналом Избытка Энергосистемы для получения сигнала цены.

В других вариантах осуществления для использования в вычислении цены также может осуществляться выбор из Параметров/Таблиц Ценообразования, в зависимости от обстоятельств. Например, может существовать подразумеваемая совокупность параметров/таблиц ценообразования, которые должны использоваться, если имела место потеря связи с Центром Управления Энергосистемой, и время информации истекло. Также могут существовать различные совокупности данных ценообразования, касающиеся различных контрольных периодов в пределах дня или недели или за более длительный период времени. Контрольным периодом является период формирования базиса для обусловленных договором перетоков электроэнергии и их цен. В Великобритании он составляет полчаса, но другие страны и/или другие энергосистемы могут использовать различные периоды времени. Выбор варианта осуществления должен зависеть от задач разработки для определенной Реагирующей_Подстанции. В других вариантах осуществления также может использоваться информация из детекторов Напряженного состояния Энергосистемы для получения параметров, которые отражают опыт Реагирующего Контроллера Перетока за некоторое время, и следовательно, которые обеспечивают основную совокупность рабочих параметров для использования при отсутствии связи Реагирующей_Подстанции с Центром Управления Энергосистемой.

Энергосистема B является совершенно аналогичной с совокупностью Параметров 44 /Таблиц Ценообразования Энергосистемы B и Детектором 45 Напряженного состояния Энергосистемы B, и Устройством 46 Вычисления Текущей цены Энергосистемы B. Текущая цена Энергосистемы A и Текущая цена Энергосистемы B подаются в Компаратор 47 Цен. Он сравнивает две цены и, соответственно, текущую стоимость изменения перетока электроэнергии. Эти данные подаются в Устройство 48 принятия Решения относительно Перетока. Устройство принятия Решения относительно Перетока использует информацию, доступную для него из различных источников для принятия решения относительно того, сколько должно претекать электроэнергии. Источниками являются: Частота 49 Энергосистемы A и Частота 50 Энергосистемы B. Информация относительно текущего перетока из Контроллера 51 Измерений Подстанции (и фиг.6). Состояние каждой Энергосистемы из Детектора 42 Напряженного состояния Энергосистемы A и Детектора 45 Напряженного состояния Энергосистемы B. Ценообразование и информация, относящаяся к Ценообразованию, из Компаратора Цен, и некоторое количество параметров, Параметров 53 Политики Перетока и Параметров Политики Реагирования.

В одном варианте осуществления Устройства 48 принятия Решения относительно Перетока, сначала оно принимает решение относительно режима, в котором оно находится, которым может быть:

- Нормальный Режим. В этом режиме решения относительно изменения перетока электроэнергии получают из Параметров Политики Перетока и на основе цены. Это предпочтительный режим и должен действовать, если не активны условия, диктующие другие режимы.

- Режим Сквозного прохода Реагирования. В этом режиме (который является необязательным в некоторых вариантах осуществления) решения относительно изменения перетоков электроэнергии основываются на изменениях в Частоте Энергосистемы A, так чтобы Реагирование, доступное в Энергосистеме B, осуществляло сквозной проход в Энергосистему A. В некоторых вариантах осуществления этот режим может быть реализован с использованием Переключателя AC и Фазового детектора 20 фиг.2. Этот режим является активным, если никакая Энергосистема не находится в напряженном состоянии (как определяют Детекторы 42 и 45 Напряженного состояния Энергосистемы), и внутри Параметров 53 Политики Реагирования устанавливают Флаг Сквозного прохода Реагирования. Если Энергосистема приходит в напряженное состояние или Входит в Кризис, как решают Детекторы Напряженного состояния Энергосистемы, Устройство принятия Решения относительно Перетока должно вернуться в Нормальный Режим, и в случае необходимости должно разомкнуть Переключатель AC и Фазовый Детектор 20.

- Режим Запуска после Отключения. Этот режим возникает из Режима Кризиса, если в Параметрах 53 Политики Перетока установлен Приоритетный Флаг Запуска после Отключения. Тогда посредством Устройства принятия Решения относительно Перетока поддерживается общее поведение Реагирующей_Подстанции, описанное для Запуска после Отключения. Одним сокращенным вариантом режима Запуска после Отключения является вариант, когда Энергосистема функционирует на Частоте Запуска после Отключения. 'Частотой запуска после отключения' является частота энергосистемы, которая ниже нормальной частоты Энергосистемы и используется в продолжение восстановления. Может существовать совокупность параметров/таблиц ценообразования, ассоциированных с этим режимом, и может использоваться механизм ценообразования, подобный тому, как при реагирующем функционировании. В одном варианте осуществления должно осуществляться функционирование для повышения частоты до достижения ею FH _max для этой NCGF. Нормально, это будет составлять на 5% выше Частоты Запуска после Отключения. Когда частота Энергосистемы достигнет этого, Детекторы Напряженного состояния Энергосистемы должны сместить обнаруженную ими среднюю частоту, и Устройство принятия Решения относительно Частоты должно перейти в Режим Напряженного состояния. Когда используется Частота Запуска после Отключения, является активным только одно Устройство принятия Решения относительно Перетока, но таблицы ценообразования устанавливают так, чтобы способствовать сдвижению частоты в направлении его самой высокой частоты, когда оно должно переброситься в Нормальный Режим или Режим Напряженного состояния.

- Режим Кризиса. Этот режим возникает каждый раз, когда в одну из двух (или обе) Энергосистемы перестает подаваться питание или Частота любой Энергосистемы падает ниже FLMin, установленного для нормальной NCGF, установленной для Энергосистемы. В этом режиме Устройство принятия Решения относительно Перетока должно сначала действовать для минимизации или обнуления любого перетока из уцелевшей Энергосистемы. Если установлен Приоритетный Флаг Запуска после Отключения, то оно должно перейти в Режим Запуска после Отключения. Иначе оно должно оставаться в Режиме Кризиса, пока Частоты Энергосистемы не отклонятся от своих Кризисных уровней, когда оно должно перейти в Режим Напряженного состояния. В режиме кризиса активно только одно, подразумеваемое, Устройство принятия Решения относительно Перетока.

- Режим Напряженного состояния. Этот режим, который не обязательно реализуют во всех вариантах осуществления, возникает, если вариант осуществления Детектора Напряженного состояния Энергосистемы для любой из Энергосистем, соединенных с Реагирующей_Подстанцией, содержит аварийные сигнализации Напряженного состояния Энергосистемы. Поведение при этом режиме, в основном, должно быть идентичным поведению в нормальном режиме, но варианты осуществления могут использовать различные Параметры/Таблицы Ценообразования. Там, где существует несколько виртуальных Реагирующих_Подстанций, этот режим может использоваться для блокировки их всех кроме одной, и в нем используется одно Устройство принятия Решения относительно Перетока с определенной совокупностью Таблиц Ценообразования.

- Режим Возмещения События. Этот режим, который не обязательно реализуют во всех вариантах осуществления, возникает, когда аварийные сигналы из Детектора Напряженного состояния Энергосистемы, в большинстве случаев детектора Скорости Изменения Частоты Энергосистемы, указывают существенное событие повреждения в Энергосистеме. Аварийная сигнализация может также возникать по обнаруженным изменениям напряжения, но это находится вне контекста этого описания. При возникновении таких событий Реагирующая_Подстанция должна изменить переток электроэнергии настолько быстро, насколько это возможно в соответствии с предварительно запрограммированными действиями возмещения события. Объем изменения перетока может быть некоторой предварительно заданной функцией от существующего перетока, или это может быть простое ступенчатое изменение. Изменение не обязательно должно составлять точное замещение перетока электроэнергии, потерянного из-за повреждения, но, по существу, перемещается в надлежащем направлении. Когда это изменение произошло, Реагирующая_Подстанция может перейти в Режим Напряженного состояния и оттуда обратно к нормальному функционированию.

Вход в Режим Возмещения События должен создавать определенное событие Стоимости для обеспечения вознаграждения скорее за повышение надежности, чем за осуществленный переток электроэнергии. Некоторые из этих режимов используют информацию "ценообразования" для принятия решения относительно перетоков электроэнергии, хотя с некоторым варьированием в источнике ценообразования и параметрах политики, и, в некоторых вариантах осуществления, с использованием выбора в используемом Детекторе Напряженного состояния Энергосистемы.

Общим режимом функционирования характеризуется следующим:

- В отсутствии каких-либо других условий, переток устанавливают в Переток, обусловленный Договором, параметр в Параметрах Политики Перетока. Если отсутствует доступный новейший Переток, обусловленный Договором, то должен быть выбран эквивалентный Подразумеваемый Переток. Какой бы из них не был выбран, его определяют как Нормальный Переток.

- Если установлен Режим Сквозного Реагирования, то Устройство принятия Решения относительно Перетока должно стремиться изменить переток на количество, пропорциональное отклонению частоты Энергосистемы A от NCGF. Параметр, называемый Уклон, внутри Параметров 54 Политики Реагирования, используется для выведения изменения частоты в изменение для Нормального Перетока. Это имеет результатом создание в Энергосистеме B Реагирования, доступного для Энергосистемы A. 'Уклон' является параметром, используемым для преобразования относительного отклонения частоты Энергосистемы от NCGF в относительное изменение в перетоке электроэнергии в этом режиме.

- Любое изменение в перетоке подлежит ограничениям. Два максимума, AtoBFlowMax и BtoAFlowMax, которые являются Параметрами 53 Политики Перетока, определяют максимальный переток, доступный в каждом направлении для Устройства принятия Решения относительно Перетока. Для ограничения скорости изменения перетока для каждого направления используют максимальную скорость повышения или понижения: AtoBFlowDI, AtoBFlowDR, BtoAFlowDI и BtoAFlowDR. Они являются Параметрами 53 Политики Перетока.

- В Нормальном Режиме Устройство принятия Решения относительно Перетока должно выбирать решение осуществлять изменения перетока электроэнергии, которые являются "выгодными". То есть, если одна Энергосистема является "более дешевой" в соответствии с решением Компаратора Цен, то Устройство принятия Решения относительно Перетока должно повысить переток электроэнергии из "более дешевой" Энергосистемы в "более дорогую" Энергосистему. Это повышение должно подлежать ограничениям, описанным выше, а также будет подлежать ограничению по стоимости ValueMin, так чтобы игнорировались изменения, имеющие очень низкую стоимость, и дополнительно ограничению скорости изменения, возбужденного ценой, PriceD, так чтобы скорость изменения в ответ на сигналы цены могла быть более низкой, чем другие пределы скорости изменения. Эти параметры могут быть установлены для сдерживания любой тенденции к колебанию перетоков. Устройство принятия Решения относительно Перетока также должно учитывать фактические перетоки электроэнергии, которые обеспечивает ему Контроллер 51 Измерений Подстанции, дополнительно описанный согласно фиг.6. В основном, Реагирующая_Подстанция будет переносить Перетоки электроэнергии, определенные Устройством принятия Решения относительно Перетока, но могут существовать обстоятельства, в которых требуемые перетоки не достигаются. В некоторых вариантах осуществления Устройство принятия Решения относительно Перетока может выбрать решение относительно корректировки своего решения с учетом такого расхождения.

Устройство принятия Решения относительно Перетока также должно передавать свои решения относительно перетока в Устройство 52 Вычисления Стоимости Перетока. Оно учитывает возросший переток и цены из Компаратора Цен для записи стоимости, ассоциированной с изменением перетока, и вычисления осуществляются так часто, как это требуется. Устройство 52 Вычисления Стоимости Перетока может также корректировать стоимость скорее в соответствии с фактическим перетоком, чем перетоком, сообщенным из Устройства 48 принятия Решения относительно Перетока. Эту информацию передают в Контроллер 51 Измерений Подстанции, см. фиг.6.

Различные действия сдерживаются посредством нескольких совокупностей Параметров. Это: Параметры 53 Политики Перетока, которые пояснены выше и которые корректируют решения относительно перетока электроэнергии; Параметры Политики Реагирования, которые корректируют решения относительно перетока электроэнергии при функционировании в Режиме Сквозного прохода Реагирования, как поясняется выше, и Параметры Политики Подстанции, которые корректируют решения, сделанные Контроллером Перетока Подстанции, поясняемые ниже.

Может быть "встроена" подразумеваемая совокупность указанных параметров, следовательно, обеспечивая совокупность, которая может использоваться даже при самых чрезвычайных повреждениях связи, но при нормальном функционировании Управление 56 Связью должно обеспечивать сообщения из соответствующего Центра Управления для обновления совокупности, которая должна использоваться, и обеспечивать Центры Управления механизмами для управления и точной настройки Энергосистемы и Реагирующей_Подстанции. В основном, Параметры 53 Полтитки Перетока должны устанавливаться Центром Управления Подстанции собственника "виртуальной" Реагирующей_Подстанции. Параметры 54 Политики Реагирования и Параметры 55 Политики Подстанции должны устанавливаться собственником физической Реагирующей_Подстанции.

Каждая физическая Реагирующая_Подстанция должна иметь один Контроллер Перетока Подстанции, как изображено на фиг.5.

Контроллер 58 Преобразователя Мощности отвечает за управление различными преобразователями мощности, которые содержат Реагирующий Контроллер Мощности. Он может управлять характером изменения частоты и фазы этих преобразователей. Он принимает сигнал, определяющий требуемый переток электроэнергии, из Устройства 57 Ограничения и Суммирования Перетока. Оно допускает сигналы из одного или большего количества Устройств 48 принятия Решения относительно Перетока внутри Реагирующей Подстанции и суммирует их для определения общего перетока электроэнергии, требуемого совместно всеми Устройствами принятия Решения относительно Перетока. Возможно, что различные Устройства принятия Решения относительно Перетока будут выдавать инструкции в различных направлениях относительно перетока электроэнергии, в этом случае Устройство Ограничения и Суммирования Перетока должно привести в равновесие эти перетоки для создания перетока сети.

Устройство 57 Ограничения и Суммирования Перетока также может обнаруживать режим Устройств принятия Решения относительно Перетока и выбрать решение допускать входные данные только одного из них. Любой Детектор Перетока в Режиме Запуска после Отключения должен иметь приоритет, и все другие Устройства принятия Решения относительно Перетока должны игнорироваться, пока не изменится режим Запуска после Отключения. В некоторых вариантах осуществления Устройство Ограничения и Суммирования Перетока должно выбирать входные данные только из Устройства принятия Решения относительно Перетока, функционирующего в режиме Кризиса или Возмещения События Повреждения. Это обеспечивает собственнику Реагирующей_Подстанции возможность полного управления службами, обеспечиваемыми Реагирующей_Подстанцией, когда имеет место авария или кризис Энергосистемы.

Устройство 57 Ограничения и Суммирования Перетока должно осуществлять проверку полного перетока электроэнергии сети относительно совокупности пределов в Параметрах Политики Подстанции: максимального перетока электроэнергии из Энергосистемы A в Энергосистему B, AtoBSSFlowMax; Максимальной скорости перетока электроэнергии из Энергосистемы B в Энергосистему A BtoASSFlowMax; максимальной скорости повышения электроэнергии из Энергосистемы A в Энергосистему B, AtoBSSFlowDI; максимальной скорости понижения электроэнергии из Энергосистемы A в Энергосистему B AtoBSSFlowDR; максимальной скорости повышения электроэнергии из Энергосистемы B в Энергосистему A, BtoASSFlowDI; и максимальной скорости понижения электроэнергии из Энергосистемы B в Энергосистему A BtoASSFlowDR. Следует отметить, что указанные ораничения могут быть меньше суммы пределов, подаваемых на каждое Устройство принятия Решения относительно Перетока совокупности Виртуальных Реагирующих_Подстанций. Необязательно, предел перетока, устанавливающий BtoASSFlowMax, может быть установлен в нуль, так чтобы переток электроэнергии мог осуществляться только из Энергосистемы A в Энергосистему B. При установке таким образом вариант осуществления Реагирующего Преобразователя Мощности может быть более простым.

Необязательно, может существовать дополнительная совокупность максимальных перетоков Напряженного состояния Энергосистемы, каждый ассоциирован с максимальным временем, в продолжение которого допускается такой переток. Это может быть полезным, чтобы способствовать сохранению работоспособности Энергосистемы в продолжение коротких периодов времени вне ее нормальных рабочих пределов.

Средство 58 Управления Преобразователем Мощности также может принимать входные данные, задающие уровни 60 напряжения Энергосистемы A и уровни 61 напряжения Энергосистемы B. Это служит двум целям: во- первых для обеспечения возможности регулирования фазирования и напряжения подпитки принимающей Энергосистемы перетекаемой электроэнергией, следовательно, создавая возможность корректировки средством Управления Преобразователя Мощности своего выхода в ответ на локальные реактивные перетоки мощности. Во-вторых, как дополнительный сигнал для установления состояния исправности Энергосистемы.

Средство Управления Преобразователем Мощности также может принимать входные данные из Контроллера Измерений Подстанции. Оно действует, как средство подтверждения надлежащего функционирования контроллера и, в случае необходимости, обеспечивает возможность управления с обратной связью. Преобразователь Мощности также может выводить Прямой Сигнал в Электроприборы 19. Обычно, это должно происходить через DAN или внутреннюю сеть связи, и, следовательно, должно быть доступным любым другим интеллектуальным устройствам в домашнем хозяйстве (DAN является внутренней локальной сетью (ВЛС). Это система связи, используемая устройствами внутри жилого дома для обмена информацией). Одно использование этого сигнала состоит в указании электроприборам, является ли текущая цена за электроэнергию более низкой, чем пороговое значение, установленное для электроприбора.

Как упомянуто выше, в предпочтительном варианте осуществления переток электроэнергии через подстанцию должен измеряться, и записи перетока электроэнергии и "перетока, выраженного в стоимости", должны накапливаться и поддерживаться для использования в других частях системы. Теперь, согласно фиг.6, будет описан предпочтительный контроллер измерений подстанции для управления любыми измерителями, содержащимися в реагирующей подстанции, для обеспечения таких измерений.

Задача Контроллера Измерений Подстанции состоит в управлении любыми измерителями, содержащимися в Реагирующей Подстанции, для обеспечения измерений в другие части Реагирующей_Подстанции и накопления и поддерживания записей перетока электроэнергии и перетока в стоимости.

В некоторых вариантах осуществления Контроллер Измерений Подстанции может находиться под управлением и в собственности, отличных от управления и собственности остальной части Реагирующей_Подстанции. В некоторых бизнес-моделях это должно исключать возможности коммерческих интересов собственника Реагирующей_Подстанции, подделывающего записи для создания видимости поставки перетоков электроэнергии или служб, которые фактически не были поставлены.

Средство 63 Управления Измерителем объединяет все, что требуется средству управления для функционирования и сбора данных из выбранных Измерителей. Оно передает результирующие показания в Контроллер 58 Перетока Подстанции, на фиг.5, для использования при управлении перетоками. Оно также передает показания в средство 62 Пропорционального Распределения Перетока. Средство Пропорционального Распределения Перетока выделяет переток сети отдельным виртуальным Реагирующим Контроллерам Перетока в соответствии с пропорциональными долями, полученными из спросов на переток электроэнергии, созданных ассоциированными Устройствами принятия Решения относительно Перетока. Каждый переток электроэнергии также передают в соответствующие Устройства Вычисления Стоимости Перетока, которые возвращают записи, ассоциированные с перетоками электроэнергии и с перетоком в стоимости. В Записях 64 Перетока электроэнергии записывают перетоки, которые могут быть приписаны к каждой виртуальной Реагирующей_Подстанции, а также к физической Реагирующей_Подстанции в целом. В Записях 65 Перетока в Стоимости записывают стоимость, которую вычисляют из текущей цены и текущего перетока электроэнергии.

Затем эти Записи становятся доступны Управлению Связью для передачи обратно в Центры Управления Энергосистемой. Все записи могут быть переданы обратно в ассоциированные Центры Управления Энергосистемой, и Энергосистемой A и Энергосистемой B, для обеспечения каждой емкостью для верификации заявлений стоимости другой стороны.

В предпочтительном варианте осуществления, в котором реагирующий контроллер подстанции регулирует переток электроэнергии в соответствии с различными параметрами, каждая подстанция должна принимать информацию из центра управления, ассоциированного с каждой энергосистемой, соединенной с подстанцией, и из центра управления подстанцией. Фиг.7 изображает схематическое представление центров управления и их межсоединений и теперь будет описана более подробно.

Каждая Реагирующая_Подстанция должна принимать информацию из трех источников:

1. Ассоциированного Центра 9 Управления Энергосистемой A,

2. Ассоциированного Центра 10 Управления Энергосистемой B, и

3. Ассоциированного Центра 24 Управления Подстанцией.

Где Реагирующая_Подстанция разработана для использования в жилом доме (или небольшом учреждении), это Внутренняя Реагирующая_Подстанция 67. Центр Управления Подстанцией также может быть основан в жилом доме, следовательно, являясь Внутренним Центром Управления Подстанцией. Тогда, обычно, его объединяют с другими местными службами управления.

В некоторых бизнес-моделях, и при соответствующей координации между ними, одна Реагирующая_Энергосистема может иметь несколько Центров Управления Энергосистемой, с каждым Центром Управления Энергосистемой, являющимся Центром Управления Энергосистемой для некоторых из Виртуальных Реагирующих_Подстанций или Реагирующей_Подстанции в Энергосистеме. Например, поставщик должен иметь Центр Управления Энергосистемой для каждой Энергосистемы, к которой подсоединены заказчики, и должен иметь по меньшей мере одну Реагирующую_Подстанцию или Виртуальную Реагирующую_Подстанцию в этой Энергосистеме.

Центры Управления Энергосистемой отвечают за все аспекты установки цен и перетоков, обусловленных договором, которые используются внутри Реагирующих_Подстанций. Соответственно, он создает совокупности Параметров 41 и 44/ Таблиц Ценообразования Энергосистемы, фиг.4, и обеспечивает их доступность для связи. Для этого, обычно, они будут находиться под оперативным Управлением компаний, активно торгующих электроэнергией, и с заказчиками и/или поставщиками на всех уровнях в иерархии Энергосистемы. Это оперативное управление должно выбрать вид и структуру Параметров/Таблиц Ценообразования Энергосистемы, соответствующих ее собственным требованиям.

Соответственно, эти системы будут часто ассоциированы с системами Торговли, и результаты предшествующей торговли являются частью информации, из которой могут быть получены Перетоки, обусловленные Договором, ожидаемые отдельными Реагирующими_Подстанциями. Системы Управления Энергосистемой, в основном, также должны иметь детализированную модель своих ожидаемых спросов и своих конфигураций для оптимизации расходов электроэнергии, переток которой они осуществляют из возможно конкурирующих Энергосистем.

Центры Управления Энергосистемой также должны отвечать за сбор Записей Перетока электроэнергии и Записей Перетока в Стоимости из Контроллеров Измерений Подстанции Реагирующих_Подстанций, которыми они вовлечены. Они будут подавать информацию в системы согласования и учета транзакций, которые обеспечивают в конечном счете оплату перетоков в стоимости. Это может быть выделено в отдельные системы для обеспечения возможности автономного управления записями, имеющими коммерческую значимость.

Центры управления Подстанциями отвечают за обеспечение доступности различных других параметров, которые обеспечивают возможность оптимизации своего поведения Реагирующей_Подстанцией или виртуальной Реагирующей_Подстанцией. Должен существовать Центр управления Подстанцией, ассоциированный с каждой физической Реагирующей_Подстанцией в Энергосистеме, и они могут взять дополнительную ответственность за управление поведением Энергосистемы в условиях Напряженного состояния, Кризиса или Запуска после Отключения. Центрам Управления Энергосистемой должна требоваться контрольно-измерительная аппаратура, ассоциированная с Энергосистемой, которой они управляют. Это должно требовать обеспечения записи частотной характеристики Энергосистемы таким образом, чтобы обеспечивать возможность верификации Записей Стоимости. Компонентом контрольно-измерительной аппаратуры должен быть Детектор Напряженного состояния Энергосистемы.

В основном, Центры Управления Энергосистемой для многих Энергосистем должны быть объединены в больший центр, с Центром Управления Энергосистемой отдельной Энергосистемы, являющимся только логической частью общей системы.

Нормально, режимом связи между между Реагирующей_Подстанцией и ассоциированными с ней Центрами Управления должен быть Интернет 65. Требуется, чтобы эта связь была полностью защищена посредством технологии шифрования с использованием обычных технологий, от злонамеренных вмешательств.

Внутренние Реагирующие_Подстанции являются вариантами осуществления Реагирующих_Подстанций, специально настроенных для использования в жилом доме, где может быть необязательным наличие Энергосистемы AC, а скорее более непосредственно осуществляется управление над Электроприборами 70. Например, Внутренняя Реагирующая_Подстанция может регулировать выход электроэнергии малой системы CHP, или микротурбины, а также управлять поведением устройств потребления, где существует разграничение относительно того, когда они работают. В возможном варианте осуществления внутренняя Реагирующая_Подстанция может обеспечивать управление Реагирующей_Нагрузкой для всех используемых устройств в жилом доме. Связь между устройствами в жилом доме должна использовать многие технологии. Здесь обобщенный термин внутренняя Локальная Сеть подразумевает все доступные технологии, включая радио, кабельный носитель, носитель линии электропередачи.

Если управляемой Энергосистемой является один жилой дом, то многие из функций Центра Управления Энергосистемой могут быть частично подавлены. Для внутренней системы может быть общим, что управление ими должны осуществлять коммунальные службы или поставщик, согласно договору, соответственно освобождая домовладельца от глубокого понимания функционирования.

Как упомянуто выше, реагирующие подстанции настоящего изобретения могут практичным образом входить во все части объединенной энергосистемы между различными уровнями. Предусмотрено, что использование электроэнергии в будущем может быть сделано намного более эффективным посредством обновления всей энергосистемы для содержания в ней реагирующих подстанций на всех или многих уровнях и также для содержания устройств реагирующей нагрузки, таких как описаны в GB 2361118. Такая реагирующая энергосистема более подробно описана ниже.

В предыдущих разделах пояснены контекст и концепции Реагирующих_Подстанций, и здесь исследуется поведение Энергосистем, содержащих в себе Реагирующую_Нагрузку и Подстанции Реагирующих_Подстанций, Реагирующих_Энергосистем, поясняя возникающие преимущества.

Реагирующая_Энергосистема Окрестности

Реагирующей_Энергосистемой Окрестности является Реагирующая_Энергосистема, к которой подсоединено некоторое количество, возможно все, жилые дома и учреждения (абоненты) в подсоединенной зоне. Существует кабельная сеть, соединяющая всех абонентов и одна или большее количество Реагирующих_Подстанций.

Реагирующие_Подстанции соединены, на стороне A, с Энергосистемой более высокого напряжения, например, 11kV и на другой стороне с тремя фазами сети в 230v. Отдельные жилые дома могут подсоединяться или через обычное средство измерения или через Внутреннюю Реагирующую_Подстанцию. Абоненты должны, со временем, использовать в своих жилых домах устройства Реагирующей_Нагрузки, и должны иметь возможность использовать Реагирующие_Устройства (такие как стиральные машины). Они могут принять решение также подсоединить, с использованием Внутренних Реагирующих_Подстанций (Реагирующих_Домов), устройства, такие как компьютеры и фотоэлектрические батареи, через внутреннюю шину DC 42V.

Как правило, Реагирующие_Дома могут иметь свои собственные местные центры управления, содержащие информационные службы и службы управления для поддержания их домашней деятельности и развлекательной деятельности. Это будет тем, что действует, как центр Управления Энергосистемой Реагирующего_Дома.

Реагирующие_дома также могут иметь устройства генерации, такие как распределенные системы CHP, PV-батареи или даже малые ветряные турбины.

Реагирующая_Энергосистема Окрестности также должна иметь свой собственный центр управления Энергосистемой, вероятно, используемый поставщиком служб, как один из многих, им используемых. Обычно, поставщик служб должен также обладать Реагирующей_Подстанцией(ями) окрестности. Однако, центр управления Энергосистемой и Реагирующие_Подстанции легко могут находиться в кооперативной собственности абонентов или других организаций, и поставщики могут иметь конкурирующие Реагирующие_Подстанции в Энергосистеме окрестности.

При нормальном функционировании:

- Центр(ы) управления Энергосистемой окрестности должен договариваться относительно покупки ожидаемой недостачи в электроэнергии для окрестности из Энергосистемы более высокого напряжения, с которой соединена его Реагирующая_Подстанция(и).

- Ожидаемые перетоки электроэнергии для каждого контрольного периода передают в Реагирующие_Подстанции. Это может быть сделано заблаговременно, но также может быть осуществлена точная настройка периодических поступлений. Их существенным свойством является то, что они не являются критическими по времени, и следовательно, в принципе могут осуществляться через медленную или очень медленную линию связи.

- Реагирующие_Подстанции окрестности также должны принимать (из центров управления Энергосистемами A и B) "параметры & таблицы ценообразования", определяющие, как должна изменяться цена при варьировании неуравновешенности (и соответственно, частоты). Параметры и таблицы ценообразования B также доступны Реагирующим_Подстанциям в Реагирующих_Домах. Вновь, "подразумеваемые" цены могут быть опубликованы заблаговременно и точно настроены как периодические поступления. Для получения устойчивого регулирования не требуется связи, критической по времени.

- При нормальном функционировании Реагирующие_Подстанциии окрестности должны осуществлять переток электроэнергии в соответствии с договоренностями. Если Энергосистема окрестности не уравновешена, то устройства Реагирующей_Нагрузки должны обеспечивать устойчивость, и должны обеспечивать устойчивость сигнала частоты, доступного для всех устройств.

- Различные устройства должны использовать частоту (и цены в соответствии с договоренностями) для принятия своих собственных решений относительно того, как реагировать. В основном, вероятно, должна существовать Реагирующая_Подстанция(и) окрестности, которая является наиболее активной.

- При повреждении Реагирующей_Подстанции или при нарушении ее энергоснабжения, частота должна упасть. Тогда потерянная нагрузка может быть полностью или частично принята другой Реагирующей_Подстанцией(ями). Если этого недостаточно, то частота будет оставаться низкой, и различные устройства будут смещаться по своим кривым ценообразования. В итоге останутся подсоединенными только отдельные устройства нагрузки, с высокой ценой, и все другие устройства нагрузки будут отсоединены.

- Если повреждение представляет долю общего перетока в Энергосистему или из Энергосистемы, которая превышает доступное Реагирование, то частота может начать падать очень быстро. Другая Реагирующая_Подстанция(и) может быстро распознать такие события повреждения, и она может предпринять предварительно запрограммированные высокоскоростные действия, находящиеся вне основного регулирования цен, которое почти компенсируют обнаруженное событие.

- Поврежденная Реагирующая_Подстанция должна компенсировать свою Энергосистему на потерю дохода, и Реагирующая_Подстанция, которая приняла дополнительную нагрузку, должна компенсировать Энергосистему (по предопределенной цене). Они не обязательно должны быть равными, и в основном, должны быть включены большие расходы за электроэнергию (экономически соответствующий результат).

- Перетоки, принимаемые Реагирующими_Подстанциями окрестности, будут воздействовать на частоту Энергосистемы следующего уровня в иерархии. Который будет исследован теперь.

Реагирующая_Энергосистема Распределительной Сети

Реагирующие_Энергосистемы окрестности непосредственно должны подпитываться на более высоком напряжении Энергосистемами, которые должны охватывать большую географическую область, и должны подпитывать многие Реагирующие_Подстанции Окрестности.

В принципе, могут существовать перекрывающиеся и конкурирующие Энергосистемы более высокого напряжения. Реагирующие_Подстанции окрестности должны осуществлять переток электроэнергии из своих Энергосистем более высокого напряжения, только когда будут соответствующими спрос (указанный частотой) и цена (которую публикуют конкурирующие Энергосистемы). Если обе частоты конкурирующих Энергосистем более высокого уровня находились на их средней частоте, то тогда перетоки должны осуществляться из Энергосистемы более высокого уровня, публикующей наиболее низкие цены. Однако при варьировании частот Энергосистем более высокого уровня независимым образом, фактические перетоки также должны зависеть от различий в переменных или таблицах ценообразования.

В условиях повреждения это обеспечивает большую гибкость. Энергосистема окрестности может осуществлять переток электроэнергии из любой Энергосистемы, которая функционирует, и, так как каждый уровень в иерархии имеет одинаковую возможность, перетоки должны происходить в соответствии с ценой, которую был готов уплатить каждый уровень в Энергосистеме. Если электроэнергии недостаточно, то понижения частоты должны каскадно распространиться вниз по иерархии, цены должны возрасти, и все большее количество устройств должно быть выключено.

Безусловно, повреждения будут продолжать происходить и могут привести к прекращению работы одной Энергосистемы в иерархии. В зависимости от требуемой защиты энергоснабжения, каждый уровень Энергосистемы может иметь альтернативные источники. Общий недостаток электроэнергии должен рассеяться по всей системе, но те, что увеличивают свой импорт, будут платить более высокие цены, и те, что продолжают экспортировать, получат более высокие цены.

Реагирующая_Энергосистема Сети Линий Электропередачи

Подобные виды поведения возникают на последовательно более высоких уровнях в иерархии передачи и распределения. На каждом уровне возможна конкуренция (хотя не обязательно предпочтительна), и избыточность и/или распределение нагрузки по нескольким элементам может обеспечивать гибкость в случае повреждений. При предоставлении возможности арбитража между Энергосистемами, как удерживается Реагирующими_Подстанциями, реагирующими на опубликованные цены, существуют границы различий в ценах между различными подсовокупностями Энергосистемы и между различными маршрутами электропередачи.

В этих обстоятельствах центр управления Энергосистемой может публиковать две (или большее количество) совокупностей цен, применимых для различных местоположений Реагирующей_Подстанции. Следовательно, цены на одном конце линии электропередачи могут быть отличны от цен на другом, и таблицы ценообразования, зависимые от частоты, могут корректировать, чтобы способствовать видам поведения перетока, которые как оптимизируют стоимость линии электропередачи для ее собственников, так и минимизируют риски функционирования за допустимыми пределами.

Такие виды поведения рынка обеспечивают возможность вознаграждений на основе рынка Энергосистем, которые переносят перетоки электроэнергии через сеть, с импортом на одном месте и экспортом на другом. Различия в ценах, которые могут изменяться за день или за период, дают возможности прибыли для Энергосистем, которые осуществляют электропередачу наиболее эффективно, и дают сигналы рынку, которые способствуют генерации в местах с наиболее высоким спросом.

Также существуют границы для эксплуатации различных частей Энергосистемы электропередачи на различных частотах, и, вероятно, это должно быть наиболее полезным на некоторых линиях передачи на большое расстояние, где более низкие частоты могут приносить улучшенные характеристики электропередачи. Безусловно, это особенно относится к электропередаче DC.

Реагирующие_Энергосистемы намного менее склонны к отключениям электроэнергии, чем существующие Энергосистемы, и, нормально, будут выводиться из работы постепенно, перед отключением электроэнергии предоставляя время для коррекции, и сохраняя работоспособность, то есть питание продолжает подаваться, даже, когда подавляющее большинство спроса и или генерации отсоединено. Протяженность повреждений, обычно, также будет намного меньшей.

Однако, существуют обстоятельства, когда отдельные Реагирующие_Энергосистемы и даже несколько Реагирующих_Энергосистем будут повреждены полностью. Это может постигнуть Реагирующие_Подстанции, соединенные с двумя Энергосистемами, на обе из которых не подается питание или в кототых "Отключена электроэнергия". Каковым будет поведение Реагирующих_Подстанций, когда на одну или другую Энергосистему не подается питание?

Ясно, что на первом этапе должен использоваться любой источник электроэнергии для функционирования Реагирующего Контроллера Перетока и ассоциированных Детекторов Напряженного состояния Энергосистемы. Обычно они должны быть малопотребляющими устройствами и могут быть защищены своими собственными источниками питания.

При функционировании систем регулирования Реагирующей_Подстанции, нормально, последовательность будет следующей:

1. Установка Реагирующих Преобразователей Мощности в по возможности наиболее надежную конфигурацию. Нормально, это будет при предотвращении всех перетоков электроэнергии.

2. При наблюдении Детектором Параметров и Средней Частоты Энергосистемы в Детекторе Напряженного состояния Энергосистемы частоты на ассоциированной с ним Энергосистеме, они должны принимать решение относительно Номинальной Средней Частоты Энергосистемы, которая должна использоваться, и переустанавливать любые Детекторы Пересечения Средней Частоты и, соответственно, все Компараторы Синхронизации. Сигналы относительно Энергосистемы должны непрерывно подаваться в Реагирующие Контроллеры Перетока.

3. В Реагирующей_Подстанции могут существовать несколько Реагирующих Контроллеров перетока, но только один может быть активным при Кризисе Энергосистемы или при Запуске после Отключения, следовательно, все, за исключением первичного Реагирующего Контроллера Перетока Кризиса Энергосистемы заблокированы до тех пор, пока Кризис Энергосистемы вновь не будет под контролем.

4. Реагирующий Контроллер Перетока, когда он распознает одну активную и одну неактивную Энергосистему, должен использовать Состояние Назначения Запуска после Отключения для принятия решения относительно того, будет ли он предпринимать какое-либо действие. Если ему назначают служебные обязанности Запуска после Отключения, то он также должен принимать решение относительно частоты, на которой он будет подавать питание в неактивную Энергосистему. Для малых Энергосистем, обычно, это будет нормальная NCGF, например, в 50Hz или 60Hz. Нормально, он будет выбирать решение относительно осуществления перетока с использованием стоимости немного ниже NCGF, следовательно, предоставляя себе и другим Реагирующим_Подстанциям в Энергосистеме возможность применять свой механизм ценообразования для повышения перетока, и предоставляя устройствам потребления возможность оставаться выключенными до тех пор, пока частота Энергосистемы вновь на достигнет нормальной.

5. Для некоторых Энергосистем Реагирующая_Подстанция может быть установлена для настройки на более низкую аварийную Частоту Энергосистемы, установленную например в частоту на 10% ниже, используемой для Нормального Функционирования. Она возбуждает Энергосистему и позволяет устройствам сохранения работоспособности Энергосистемы потреблять электроэнергию, и также сигнализирует во все Реагирующие_Подстанции, в которых должен использоваться режим Запуска после Отключения. Это предотвращает воздействие на переток электроэнергии всех (устройств), кроме Устройств принятия Решения относительно Перетока Кризиса Энергосистемы.

6. Устройства принятия Решения относительно Перетока Кризиса Энергосистемы используют нормальный механизм ценообразования, используя специальные параметры и таблицы ценообразования, зарезервированные для этой цели. В основном они должны быть установлены для повышения перетока электроэнергии в Энергосистему до тех пор, пока частота не достигнет верхнего предела частоты (на 5% выше номинальной частоты Кризиса Энергосистемы). При этой частоте, которая также на 5% ниже ниже нормально используемой NCGF, Детекторы Напряженного состояния Энергосистемы должны распознавать новую NCGF и, следовательно, должны активизировать нормальный режим регулирования перетока с его механизмами ценообразования повышенного перетока, до тех пор, пока ситуация не вернется к нормальной ситуации.

7. В таких условиях кризиса измеряемый контрольный переток представляет малую долю поставляемой стоимости, и должно быть рациональным на короткий период времени приостановить нормальное измерение, взамен получая вознаграждение в соответствии с сохранением работоспособности Энергосистемы.

Взаимное соединение межсоединений

Непосредственно межсоединения, такие как Североамериканское Восточное интеробъединение, которое перенесло катастрофическое повреждение в августе 2003г., могут быть взаимно соединены с другими межсоединениями, и могут быть применены идентичные принципы Реагирующих_Подстанций.

Представленная в этом разделе концепция иерархически организованной совокупности отдельно автономных Энергосистем, каждая из которых является устойчивой и потенциально обеспечивающей возможность самодостаточного функционирования, не осуществится в скором времени. Действительно, возможная реализация должна потребовать многих лет последовательного усовершенствования существующих подстанций и последовательной реализации отдельных Энергосистем и Реагирующих_Подстанций.

В планировании этого перехода существуют некоторые интересные проблемы. На каком уровне в иерархии являются наиболее эффективными в отношении расходов существующие технологии Реагирующей_Подстанции? В жилом доме, где внутренние Реагирующие_Подстанции могут быть объединены с программой замены измерителей и некоторым видом канала связи к измерителю? На уровне окрестности, где Реагирующие_Подстанции могут обеспечивать усовершенствованную защиту и надежность на локальном уровне? На уровне Распределения, где становится затруднительным управление распределительными сетями, и где автоматическое обеспечение устойчивости районной Энергосистемы может уменьшить проблемы контроля и управления? Или на уровне Электропередачи, где технологии, которые качественно обслуживали нас в продолжение 50 лет, становятся устаревшими?

В основном капиталовложение может быть лучше всего сосредоточить на формировании отдельных "изолированных частей". Первоначально они могут эксплуатироваться только для расширения надежности, когда Энергосистема находится в напряженном состоянии, но с ростом информации относительно ценообразования управления Энергосистемой эти изолированные части могут получать свою собственную "независимость частоты", и при существовании небольшого количества, эти изолированные части могут быть превращены в свои собственные Энергосистемы, и оставшиеся части Энергосистемы, разбитой на сети.

Возможна постепенная реализация на многих уровнях в иерархии одновременно, и это обеспечивает надежность и финансовые вознаграждения каждый раз при их установке.