Voltage stability assessment using fast non-dominated sorting algorithm

• John Edwin Candelo Becerra ^[1] ; Gladys N. Caicedo Delgado ^[2]
  1. [1] Universidad Nacional de Colombia

     Universidad Nacional de Colombia

     Colombia

     
  2. [2] Universidad del Valle (Colombia)

     Universidad del Valle (Colombia)

     Colombia

     
• Localización: DYNA: revista de la Facultad de Minas. Universidad Nacional de Colombia. Sede Medellín, ISSN 0012-7353, Vol. 86, Nº. 208, 2019, págs. 60-68
• Idioma: inglés
• Títulos paralelos:
  • Evaluación de la estabilidad de tensión utilizando algoritmos de ordenamiento no dominados
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• Resumen
  • español

    Este trabajo presenta un método para calcular múltiples límites de estabilidad de tensión (LET), márgenes de estabilidad de voltaje (MET) y curvas de estabilidad de tensión (CET). Se utilizó un algoritmo metaheurístico multiobjetivo para cambiar las potencias de las cargas y generadores, y contingencias. Los valores máximos de las potencias se seleccionaron mediante ordenamiento no dominado rápido y distancia de apilamiento, combinadas con un flujo de potencia convencional (FP) y referido en este trabajo como NSPF. Los resultados muestran que el método puede seleccionar y evaluar múltiples potencias reales y reactivas en un nodo, área o el sistema de potencia, y que pueden considerar cambios en la carga, la generación y contingencias. Los resultados fueron validados utilizando los métodos de FP y flujos de potencia de continuación. El método encuentra un gran número de CET en menos tiempo que los métodos convencionales y estima múltiples LET y MET.

  • English

    This paper presents a method to calculate multiple voltage stability limits (VSLs), voltage stability margins (VSMs), and voltage stability curves (VSCs). A multiobjective metaheuristic algorithm was used to change real and reactive powers of loads and generators and perform contingencies of the network elements. The maximum values of real and reactive powers were selected using fast non-dominated sorting and crowding distance techniques, combined with a conventional power flow (PF), and referred to in this paper as NSPF. The results show that the method can select and assess multiple maximum real and reactive powers allowed for a bus, an area, or the power system and that it can consider changes in load, generation, and contingencies. Results were validated using the PF and continuation power flow methods. The method finds a large number of VSCs in less time than the conventional methods and estimates multiple VSLs and VSMs.