一种工程实用的动态等值方法

研究同时包含特高压交流和特高压直流华东电网的动态特性有必要搭建电磁仿真平台.为提高电磁平台仿真效率,在保持电网原有动态特性的前提下,在机电暂态仿真环境下对原有网络中非关注的和低电压等级网络分别进行了等值,从而达到缩减规模的目的.采用同调等值法进行外网等值,基于受扰轨迹主导群方法识别同调群,并通过弱化励磁系统调压能力和调整原动机调速系统的调频能力,对等值机的参数进行了修正.对低电压等级网络等值时,首次提出了按与直流关联紧密程度不同而采用不同的工程实用等值方法,兼顾了等值效果和仿真效率.     

电力系统同调动态等值的应用

对越来越大的电力系统进行仿真计算和稳定性分析已经很困难.动态等值技术能大大简化网络,带来计算上的方便.同调性是动态等值的理论依据,只有被等值系统同调时,原系统的动态特征才能被保全在等值系统中.可先进行仿真划分同调机群,然后适当进行人为调整.算例分析说明该方法行之有效,在保证计算精度的前提下,可以大大提高运算速度.     

基于单摆方程的电力系统同调性量化分析

电力系统受扰后的非同调可能导致动态等值不准确,影响系统的安全稳定分析。为此,文中提出能计及阻尼力矩影响的电力系统同调性量化分析方法。首先,基于单摆方程推导电力系统受扰后其动态等值系统周期特性表达式,分析电力系统动态等值与同调性的关联关系;其次,在确定故障场景中,根据等值系统转子角轨迹的上下边界提出运动周期的估算方法,通过比较估算周期与实测周期的差异提出电力系统同调性的量化分析指标;然后,研究系统阻尼力矩影响,基于估算周期提出系统动态阻尼特性的量化评估指标;最后,两个典型系统算例仿真表明,文中所提方法与指标均有效可靠,可为电力系统安全稳定校核提供参考。     

基于同调机群识别的动态等值方法的工程应用

在PSS/E环境下建立了大规模电力系统的动态等值模型,动态等值包括发电机同调机群的识别、同调机的聚合和网络化简.发电机同调机群的识别采用时域仿真方法,同调机的聚合采用经典模型,网络化简采用拓扑化简.以华东电网为例,阐述了等值系统的建立过程,并对等值系统和原型系统进行了仿真分析和比较,仿真结果表明,等值系统可以很好地再现原型系统的动态特性.     

在线识别同调机群的优化支持向量机算法

对大型电力系统采用动态等值可显著降低计算量,并能突出主要特征。同调等值法作为动态等值的一种,其核心是同调机群的自动识别。为此,提出将最小二乘支持向量机(least square support vector machine,LS-SVM)应用于同调机群的在线识别,通过离线学习建立表征发电机同调性的特征参数与发电机之间同调性指标的非线性映射关系,并对比2组不同输入特征找出更能表现发电机同调性的特征参数。为进一步提高最小二乘支持向量机的学习、预测能力,提出采用多层动态自适应优化算法对其参数进行优化。最后通过对中国电力科学研究院(EPRI)36节点系统的仿真计算,结果表明该方法具有准确、快速的优点,并且适用于系统不同运行方式,能有效解决同调机群的识别问题。     

关于电力系统动态仿真有效性的评述

归纳电力系统动态行为的要素、受扰轨迹的特征量及差异度指标,评述基于受扰轨迹差异度指标的模型校核及参数识别方法、存在的问题和发展方向。指出该指标不宜仅基于常规的信号处理技术,还应该反映系统动态行为的物理机理。揭示多参数识别问题中普遍存在的多解现象,即在一个特定扰动下,按受扰轨迹的相似程度来识别模型参数,其结果在本质上依赖于初值和迭代策略。指出必须分别以不同场景下的多组实测响应曲线为标准,并且被识别参数在多次试验期间必须保持不变,才有可能解决参数识别的多解问题。     

基于相似度同调的双馈风电场聚合研究

文章提出了一种基于相似度同调的双馈风电场聚合方法。首先利用Prony算法提取各风电场中双馈风机故障下功率响应曲线的动态特征,基于相似理论确定双馈风机间振荡模式中相似部分,应用相似振荡模式中的频率、阻尼、幅值等信息定义了双馈风机同调判别的相似度量化指标并确定同调机群。然后,根据双馈风机的外特性,提出功率聚合算法,即以双馈风机输出有功功率为权重求取等值机的暂态内电势并确定等值母线及等值机参数。该方法从同调机群识别、同调母线聚合、同调机群参数聚合等方面,系统地解决了不同双馈风电场的同调聚合问题。参数聚合方法不仅解决了聚类分群的复杂性和局限性,而且有效保留原系统中电气与结构特征。最后以实际云南电网中某地区风电场为例进行仿真验证。     

下垂并网逆变器网络的慢同调与聚合方法

近年来,同调等值方法被广泛应用于大型系统的动态等值中,得到的降阶模型能够准确反映系统的动态响应,其中,代表性的慢同调算法具有对故障位置和严重程度不敏感等优点。然而,由于模型限制及准确性差的问题,使得传统慢同调算法难以应用于分布式发电网络中。为此,提出了一种适用于下垂控制并网逆变器网络的慢同调与聚合方法,依据奇异摄动理论建立慢同调模型并分析阻尼的影响,以解决下垂控制逆变器网络的适用性问题。同时,将模糊C均值空间聚类算法用于模态矩阵的空间向量,以达到准确识别同调电源的目的。最后,应用聚合方法建立降阶模型,并通过对10台并联逆变器的仿真验证了所提方法的有效性。     

下垂并网逆变器网络的慢同调与聚合方法

近年来,同调等值方法被广泛应用于大型系统的动态等值中,得到的降阶模型能够准确反映系统的动态响应,其中,代表性的慢同调算法具有对故障位置和严重程度不敏感等优点。然而,由于模型限制及准确性差的问题,使得传统慢同调算法难以应用于分布式发电网络中。为此,提出了一种适用于下垂控制并网逆变器网络的慢同调与聚合方法,依据奇异摄动理论建立慢同调模型并分析阻尼的影响,以解决下垂控制逆变器网络的适用性问题。同时,将模糊C均值空间聚类算法用于模态矩阵的空间向量,以达到准确识别同调电源的目的。最后,应用聚合方法建立降阶模型,并通过对10台并联逆变器的仿真验证了所提方法的有效性。     

基于层次分析模型的同调机群自动识别方法

针对现阶段动态等值同调识别过程中存在的主观性和片面性等问题,综合考虑多种因素对机组同调性的影响,借鉴层次分析法思想,建立实用的层次分析模型,将摇摆曲线、电气距离和机组参数等较突出的影响因素有机结合,从而使同调识别过程由以往单一决策转变为多属性综合决策。通过对已知同调性的标准系统同调矩阵与其各影响因素相似度矩阵的对比分析计算,综合确定层次分析判断矩阵,相对客观地确定各因素权重。应用分布聚类法计算获得最终相似度矩阵,完成电机聚类。以IEEE 118节点54机系统和蒙西电网为算例,验证了所提方法的有效性和实用性。     

电力系统受扰轨迹的差异度及其在参数识别中的应用

受扰轨迹完整地反映了模型及参数对系统动态行为的影响。基于稳定性机理,提出电力系统受扰轨迹的机理差异度。该指标值随动态行为差异的增大而增加;当且仅当该指标值为0时,2组受扰轨迹完全重合。据此,可量化不同动态行为的接近程度,用以校核模型,并通过灵敏度分析来识别参数。通过仿真,验证了该指标的有效性,揭示出多参数识别问题中普遍存在的本质多解现象,其解依赖于初值和迭代策略。强调必须以不同扰动作为激励,分别识别参数,并指出系统识别的困难大大超出现有的认识。     

基于多轨迹特征提取的参数校正策略研究

电力系统动态数值仿真是电力系统动态安全分析和控制的基本工具。数值仿真轨迹与广域测量系统(wide area measurement system,WAMS)测量轨迹不一致,其误差主要表现在仿真轨迹所体现的动态特征与实测轨迹所体现的动态特征不同,使仿真结果难以描述实际系统的动态行为。为此,基于实测轨迹寻找有效的动态特征,并通过分析模型参数变化对轨迹的影响确定仿真误差源,使轨迹的误差直接映射到参数上,实现对模型参数的校正,提高数值仿真的可信度。     

A coherency based rescheduling method for dynamic security

For on-line dynamic security analysis, the preventive control or remedial action should be an integral part of the function if instability for a contingency is detected. Research done so far in on-line remedial action has been in rescheduling generation and most of the suggested methods for determining such preventive control use the sensitivities of the stability energy margin to the generator power injections. In this paper, a new coherency based sensitivity method is proposed for generation rescheduling. Different coherency indices have been defined and then compared by ranking the contingencies according to these indices as well as the energy margin index. Since the coherency indices are always functions of the rotor angles, the sensitivity trajectories of a coherency index, such as the most critical rotor angle, with respect to changes of generation can be calculated at every time step of the integration process. This paper suggests that these sensitivities calculated shortly after fault clearing be used for rescheduling the generation. The calculation of these sensitivities are obviously faster than the calculation of the energy margin sensitivities. This paper also shows, with test results using several different systems, that the rescheduling achieved by this method provides the necessary remedial action. It is also noted that this method is intuitively more direct as it uses the sensitivities of the worst affected generator angles for rescheduling     

考虑同调约束的电力系统主动解列断面的搜索方法

电力系统主动解列是避免发生大停电事故和系统崩溃的有效保护措施,需要及时、准确地确定解列方案。文中提出一种考虑发电机同调约束的最佳解列断面的搜索方法。首先基于故障后广域测量系统(WAMS)提供的实时动态响应信息,利用改进拉普拉斯特征映射算法在线识别同调机群,利用发电机同调虚拟节点聚合同调机群,减小解列断面的搜索空间,然后利用加权拉普拉斯分群策略得到初始的解列断面。最后考虑断面有功功率的方向,利用启发式变邻域搜索算法确定最佳的解列断面,使得解列后各孤岛的净不平衡功率最小。文中方法能充分考虑不同故障模式所带来的同调行为的差异性,使得主动解列控制具有选择性和鲁棒性。通过新英格兰39节点系统验证了所述方法的有效性和适应性。     

基于多层次启发式动态规划算法的电力系统动态等值

针对电力系统运行工况变化后动态等值系统响应精度不够的问题,提出一种基于多层次启发式动态规划(Global representation heuristic dynamic programming,GrHDP)算法的动态等值方法。该方法在基于同调等值得到的模型的基础上,在等值边界上加入基于GrHDP算法的动态补偿环节,实时补偿同调等值系统与原系统间动态特性的差额,从而实现精确跟踪原系统的动态特性。以10机39节点系统为例进行仿真研究,结果表明:在不同运行工况、故障方式和故障地点下,基于所提算法的动态等值系统相比传统的同调等值能更精确地跟踪原系统的动态特性。     

DETERMINATION,BY KOHONEN NETWORK,OF THE GENERATOR COHERENCY IN DYNAMIC STUDIES

ABSTRACT

For on-line security assessment, mere is a need for a tool which, during a disturbance, will quickly recognize impacted system components. A Kohonen artificial neural network is described which can be used for coherency identification among generators. Additional information provided by this method makes it better than the conventional approach used to identify coherency for dynamic equivalencing. The method is tested on two representative power systems.     

Method for identifying coherent generators

A method for identifying coherent generators in a power system is presented. The method is based on the property of equal acceleration for coherent machines and requires only the admittance matrix of the system and the moment of inertia of the generators. An expression is developed for the coherency index between any two generators in a power system, and, based on the value of this index, coherency or otherwise of the generators is established. A method of obtaining the dynamic equivalent of a coherent group is also described. The method of coherency identification and equivalencing is illustrated using a 12-machine sample system. The validity of the method is demonstrated by comparing the transient stability study results of the original system with those obtained for the reduced-order model of the system. The proposed method is computationally simple and fast and requires less memory.     

A coherency-based method to increase dynamic security in power systems

Dynamic security analysis is the evaluation of the ability of a system to withstand contingencies by surviving transient conditions to acceptable steady-state operative states. When potential instability due to contingency is detected, preventive action may be desired to improve the system security. This is very important in the on-line operation of a power system, especially when the system is stability-limited. The method proposed in this paper is based on the idea that increasing coherency between generators in the transient behaviour following a system perturbation gives rise to a more stable system. In this paper, we suggest the use of the “input–output feedback-linearization” with a reference trajectory obtained using a system dynamic equivalent based on the centre of inertia. To quantify coherency levels a new coherency indicator has been assumed for the given reference trajectory. The result is an increasing level in coherency, critical clearing time and system stability. The method is tested on the IEEE 30 bus test system.