风险指标与灵敏度相结合的重合时序策略协调

暂态功角和电压稳定视角下得到的重合时序策略冲突时,需进行协调。将改变重合时序而引起的表征系统特征的指标变化量定义为暂态功角或电压稳定问题对重合时序的灵敏度。考虑系统运行方式、故障发生概率、故障位置、故障类型和重合闸成功率等不确定性因素计算基于时间裕度的暂态稳定风险指标。在此基础上,提出了一种综合重合时序灵敏度和暂态稳定风险指标的重合时序策略协调方法。大量仿真表明该方法有助于权衡重合时序整定方案对暂态功角稳定和暂态电压稳定的影响。     

基于最优控制原理的暂态稳定预防控制模型

基于时域仿真得到系统受扰轨迹,给出了暂态稳定预防控制的非线性规划模型。该模型把功角在末端时刻不大于预先设定的门槛值作为暂态稳定约束条件。通过引入最优控制原理,把微分-代数方程所描述的电力系统预防控制转化为以各发电机有功输出为控制量的最优控制问题:重新调整控制量控制各发电机的转子相对角度,使其在末端时刻都不大于设定的门槛值,从而实现了非线性系统的状态转移。所提出的暂态稳定预防控制模型与时域仿真具有同等的模型适应性。经IEEE 39节点测试系统的数值分析结果表明该算法的有效性,估计的精度能够满足实际工程的需要。     

基于最优控制原理的暂态稳定预防控制模型

基于时域仿真得到系统受扰轨迹，给出了暂态稳定预防控制的非线性规划模型。该模型把功角在末端时刻不大于预先设定的门槛值作为暂态稳定约束条件。通过引入最优控制原理，把微分-代数方程所描述的电力系统预防控制转化为以各发电机有功输出为控制量的最优控制问题：重新调整控制量控制各发电机的转子相对角度，使其在末端时刻都不大于设定的门槛值，从而实现了非线性系统的状态转移。所提出的暂态稳定预防控制模型与时域仿真具有同等的模型适应性。经IEEE 39节点测试系统的数值分析结果表明该算法的有效性，估计的精度能够满足实际工程的需要。     

单机无穷大系统暂态稳定线性最优控制

基于实时参数P-δ预测暂态系统稳定性,得到发电机功角δ的预测值,以功角预测值不大于预先设定的门槛值作为暂态稳定的条件,通过引入最优控制原理,在系统暂态稳定的条件下,得到发电机最优输入机械功率调整量,把微分方程所描述的电力系统控制问题,转化为以发电机输入机械功率为控制量的最优控制问题,以实现暂态稳定最优控制。     

单机无穷大系统暂态稳定线性最优控制

基于实时参数P-δ预测暂态系统稳定性,得到发电机功角δ的预测值,以功角预测值不大于预先设定的门槛值作为暂态稳定的条件,通过引入最优控制原理,在系统暂态稳定的条件下,得到发电机最优输入机械功率调整量,把微分方程所描述的电力系统控制,转化为以发电机输入机械功率为控制量的最优控制,以实现暂态稳定最优控制。     

定电压与预测型定关断角控制对HVDC小干扰稳定性的影响

定电压控制和预测型定关断角控制是高压直流（HVDC）逆变站常规的控制方法,合理整定控制器参数可提高交直流系统的小干扰稳定性。文中首先基于开关函数法建立了基于电网换相换流器的高压直流（LCC-HVDC）系统的小干扰动态模型,将其动态响应与电磁暂态模型的动态响应进行对比,验证了小干扰动态模型的正确性。接着,采用特征值及其灵敏度方法分析了LCC-HVDC系统的振荡模式和阻尼特性,对比分析了逆变侧采用定电压控制和预测型定关断角控制时,换流站控制器参数以及交流系统短路比对系统稳定性影响的异同。最后,整定了能维持系统稳定运行的控制器参数稳定域,并通过PSCAD/EMTDC仿真验证了稳定域的正确性。     

基于功角动态补偿的VSG故障穿越方法研究

虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)在电网受到大干扰时会出现和传统发电机一样的暂态功角失稳的问题,无法抑制短路过电流,威胁VSG的稳定运行。为此,提出一种在故障期间导入功角动态补偿的VSG故障电流控制策略。首先分析了短路故障工况下VSG控制存在的功角增大和过电流的原因,在借鉴传统同步发电机暂态功角曲线判稳的基础上,利用VSG控制结构和参数灵活可变的优势,在有功环中导入功角动态补偿控制,并且整定了自适应的功角控制系数;另外根据功角重新整定故障期间无功环中的电压指令值,解决了传统电压环采用积分控制时的无功功率越限的问题。所提方法不仅可以抑制故障过程中不平衡转矩造成的功角持续增大以及短路过电流,而且改善了VSG的频率输出特性。从而实现VSG在电网短路故障下的安全稳定运行。     

提高双馈风力发电机并网系统暂态稳定性的控制策略

提出了改善双馈感应发电机并网系统暂态稳定性的变频器控制策略。首先,分析了双馈感应发电系统的动态模型和控制原理。其次,在双馈感应发电机有功控制环节中引入暂态功角控制,利用风电机组转速的变化,短时吸收或者释放部分旋转动能,加速系统不平衡能量的衰减,减小系统中同步发电机功角波动;在无功控制环节中引入暂态电压控制,系统故障电压跌落后进行快速无功补偿,支持电网电压的恢复和重建;提出了能够同时改善电网暂态功角稳定和暂态电压稳定的控制策略。最后,在Dig SILENT/Power Factory中进行了仿真分析,仿真结果验证了提出控制策略的有效性及其对电网稳定性的贡献。     

基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方案

为了实现基于响应的电力系统暂态稳定实时紧急控制,提出了一种基于相对动能概念的紧急控制方案。该方案通过转速差相对功角差变化趋势实时辨识电网暂态稳定性,当判断出系统将会失去功角稳定时,基于两机系统中相对动能的概念计算剩余加速面积,进而同步得到切机措施量。考虑了控制动作延迟时间的影响,使得计算结果更加可靠。该方案脱离了电力系统的元件模型和运行方式的计算,只需利用系统的动态响应曲线,适应任意复杂的运行方式和故障形式。计算仅使用实测的发电机功角和转速量,计算量小,使用方便灵活。通过新英格兰10机39节点算例验证了该方案的有效性。仿真结果表明,该方案可以防止系统进一步恶化甚至造成大停电事故,加强了电网安全稳定防御体系,具有很好的工程实用价值。     

暂态稳定视角下的重合时序整定策略

结合电力系统中普遍应用的离线计算和准实时控制方案,以及超实时预测和控制方案,提出了暂态功角稳定和暂态电压稳定视角下的离线、准实时和超实时重合时序整定策略.超实时整定策略根据广域测量系统(WAMS)提供的故障线路两端断路器跳闸后的实测受扰轨迹,采用最小二乘法对导纳参数进行在线辨识,实现对导纳阵的实时跟踪,用其来预测重合闸的功角和母线电压变化轨迹,提高预测精度,从而得到优化的重合时序方案.数字试验表明该策略正确、有效.     

风电高渗透率交直流外送系统直流闭锁稳控方案研究

针对特高压直流闭锁后的交流系统暂态过电压问题,深入剖析了直流闭锁后盈余的无功功率、短路容量与交流系统暂态过电压的关系,对比分析了安控切风电与极控切滤波器时序对交流系统暂态过电压的影响。提出基于风电机组故障穿越能力的交流系统稳控方案以及相应的暂态过电压抑制措施。以DIg SILENT为平台搭建哈密电网仿真模型,对所提稳控方案及暂态过电压抑制措施的正确性和可行性进行了仿真验证。仿真结果表明,所提稳控方案及暂态过电压抑制措施可有效降低系统暂态过电压,规避风电机组连锁脱网的风险,并有利于交流系统电压恢复。     

同步发电机励磁系统对电力系统稳定的控制策略研究

介绍了PID控制器和电力系统稳定器的各个环节,通过数值计算选择合理的参数,建立了基于Matlab／Similink搭建完整的同步发电机励磁控制系统及单机无穷大系统的仿真模型．对系统设置了静态小扰动及暂态大扰动并进行仿真。根据仿真结果分析并验证电力系统在不同的故障或扰动下,该励磁控制策略对系统静态稳定及暂态稳定的控制效果。     

大电网发电机联合进相运行在线辅助决策计算

为了解决低负荷时段电网电压偏高问题,提出了基于系统中多台发电机联合进相运行的2阶段在线辅助决策方法。该方法计及了厂用电压低限约束和系统暂态稳定性约束。首先基于综合无功灵敏度调节指标获得的机组调控序列,利用启发式方法分组迭代求解不计及暂态稳定性约束的辅助决策策略;然后对获得的策略进行暂态稳定性校核,若校核不通过,则根据机组影响因子获得回调的机组及回调量,进行一次性再校核,综合校核结果得出缓解电压问题的策略。实际电网数据的算例验证了所提方法的有效性。     

高压直流输电与发电机励磁的综合变结构控制

研究了交直流互联系统采用变结构控制策略提高系统的暂态稳定性问题。以一单机无穷大系统为研究对象,并以交直流互联系统的动力学方程、发电机的电磁功率方程和高压直流输电直流功率调制规律方程为基础,建立了发电机励磁与高压直流输电综合控制的非线性数学模型。采用滑膜变结构控制策略设计了发电机励磁和高压直流输电的综合控制器,该控制器采用先设定系统的滑模运动方程,再求取等效系统,最后求取切换面的方法来得到控制规律。在交流输电线路发生故障时,采用常规的控制策略和文章提出的控制策略对系统进行了仿真,仿真结果表明,采用该控制策略能够显著提高输电系统的暂态稳定极限及暂态稳定性。     

计及漏判/误判代价的两阶段电力系统暂态稳定预测方法

基于人工智能的电力系统暂态稳定预测方法会出现漏判（将失稳样本错误分类成稳定样本）和误判（将稳定样本错误分类成失稳样本）的现象,使得该方法不易在工程实践中应用。为此,文中基于集成卷积神经网络（CNN）提出了一种计及漏判/误判代价的两阶段电力系统暂态稳定预测方法。在第1阶段,利用滑动时间窗输入特征训练得到不同响应时间层次的集成CNN模型,建立各层输出结果的可信度指标,将可信度阈值优化选择问题转化成多目标优化问题,最大限度地减少甚至消除漏判,并尽可能早地输出可信度高的样本;在第2阶段,对分层预测阶段预测的失稳样本采用多判据融合的紧急控制启动策略,尽可能减少误判所带来的实际损失。仿真算例分析表明,文中所提方法可以以最小代价最大限度地减少甚至消除漏判,以提高人工智能暂态稳定预测结果在工程上应用的可能性。     

基于动态安全域的最优时间紧急控制策略算法

紧急控制是电力系统安全的重要防线,对维持故障及大扰动下系统暂态稳定有重要作用。对电力系统紧急控制的大量仿真表明,当系统遭遇故障多摆失稳时,电力系统事故后紧急控制时间对系统稳定性影响在时间域上是非线性的。基于动态安全域理论对紧急控制时间影响进行量化比较,并提出一种改进的故障后系统最优紧急控制策略计算方法。该方法考虑了紧急控制策略时间维度的优化,能量化反映在多摆失稳情况下紧急控制时间对系统的影响,并计算最优集中紧急控制时间及切除量。IEEE10机39节点系统仿真结果表明,新算法可以优化控制策略,减少控制成本。     

基于帕德逼近的暂态稳定性快速数值计算方法

数值积分方法是电力系统暂态稳定性分析计算的基本方法。寻找一种快速、可靠的数值计算方法可以有效提高暂态稳定性计算的计算速度和计算精度。因此提出了一种基于帕德逼近的暂态稳定性数值计算方法,分析了该方法的数值稳定性,并采用IEEE145节点的暂态稳定性计算系统进行仿真计算。通过比较帕德逼近方法与泰勒展开方法的计算结果,初步验证帕德逼近方法具有较高的计算精度。该方法比较适合电力系统暂态稳定性及相似问题的数值计算。     

光储联合发电系统建模及并网控制

大型光伏系统并网具有随机性强、波动幅度大以及电能质量不稳定等问题。建立了光储联合并网发电系统动态模型,提出了改善暂态电压稳定性和平抑功率波动联合发电控制策略。光伏单元采用了基于功率变化率最大功率控制算法及其定有功、无功双环解耦控制策略;储能单元利用电压和频率的设定值同测量值比较,从而得到功率控制参考值,通过对功率以及电流环的解耦控制实现同步并网。仿真验证了模型及其协调控制策略的有效性。     

“风火打捆”交直流外送系统的暂态稳定控制研究

"风火打捆"交直流外送是未来千万千瓦级风电能源基地电力外送的重要方式之一,亟需掌握"风火打捆"交直流外送系统的稳定特性及其机理。功角是反映系统暂态稳定性的主要标志,分析了双馈电机的功角快变特性和"风火打捆"系统等值机械转动惯量对火电机组功角暂态稳定性的影响。针对系统的暂态稳定性问题,提出了一种附加控制策略,并设计出控制装置样机,可提高"风火打捆"系统的暂态稳定性。基于所提附加控制策略的试验样机通过了实时数字仿真器(Real Time Digital Simulator,RTDS)的闭环验证,结果表明:该附加控制策略通过改变直流输送功率和调节风机的有功输出,消除或减小了系统在暂态过程中的瞬时不平衡功率,增强了直流系统和风机对火电机组的等效阻尼作用,有效抑制了火电机组的功角摇摆幅度,提高了"风火打捆"系统的暂态稳定性。     

考虑主导不稳定平衡点变化的电力系统暂态稳定切机控制策略

在考虑不同切机措施导致的主导不稳定平衡点变化的前提下,提出了一种基于切机灵敏度的电力系统暂态稳定切机控制策略.首先将切机后系统暂态稳定裕度表达式中与主导不稳定平衡点相关的部分提取出来,通过建立切机量与主导不稳定平衡点的修正方程,利用牛拉法确定主导不稳定平衡点的变化情况.在此基础上求取系统暂态稳定裕度对不同发电机组的切机...