并行仿真计算中的新交替迭代解法

本文针对电力系统并行仿真算法中的分块对角加边模型提出了一种新的交换代解法。电力系统分成几个子系统和一个协调系统。每个子系统由一台计算机计算,协调系统由一台或多台计算机完成。每个子系统引入两个新矩阵,协调系统引入一个,仿真实例计算结果表明,新方法具有很好的收敛性。     

电力系统并行仿真计算的一种新算法

针对电力系统并行仿真算法中的分块对角加边模型,提出了一种新的交替迭代解法。电力系统分成几个子系统和一个协调系统。每个子系统由一台计算机计算,协调系统由一台或多台计算机完成。每个子系统引入两个新矩阵,协调系统引入一个。仿真实例计算结果表明：新方法具有很好的收敛性     

基于模糊观测器的多机耦合电力系统H∞跟踪控制

将多机耦合电力系统的每个单机子系统用一系列模糊逻辑模型逼近,每个模糊逻辑模型代表子系统在特定运行点的局部线性化模型,并采用模糊观测器来估计子系统的状态.基于该系列带有观测器的模糊模型,采用H∞模糊跟踪控制方法实现了多机耦合电力系统的稳定跟踪控制,并用线性矩阵不等式的凸优化方法求解控制器参数,以确保系统的全局渐近稳定性.仿真验证了方案的有效性.     

七阶混沌振荡电力系统的自耦PD控制

为了抑制七阶电力系统中的混沌振荡,根据自耦PID控制理论提出了一种简单的混沌控制方法。该方法首先将七阶混沌系统控制问题分解为三个严格反馈子系统的控制问题,然后将每个子系统已知和未知动态分别定义为一个总扰动,进而将三个子系统等价映射为一个三阶线性扰动系统和两个二阶线性扰动系统。据此分别构建了在总扰动反相激励下的三个受控误差系统。根据自耦PID控制理论,分别设计了一个扩展自耦PD控制器和两个自耦PD控制器。最后分析了每个子系统的鲁棒稳定性和抗扰动鲁棒性。仿真结果验证了所提控制方法的有效性,每个状态变量均能由混沌振荡状态恢复到稳定运行状态,且控制信号光滑。因此该方法在电力混沌振荡控制系统领域具有良好的实际应用前景。     

基于阻抗法的大规模风电场等值方法研究

大规模风电场的馈入会导致电力系统出现新的振荡稳定性问题。目前,大多数研究都将风电场等效为单个风机进行振荡稳定性分析。然而,该方法忽略了风电场内部的动态交互作用,可能会造成不准确的分析结果。通过矩阵变换,将一个具有M台永磁同步发电机(PMSG)的风电场分解为一个对角矩阵,每个对角矩阵表示等效的PMSG子系统。在此基础上,利用矩阵摄动理论,建立了基于阻抗法的风电场降阶模型,充分考虑了风电场的拓扑结构和内部动态特性。所提出的风场等值方法能够在保证精度的同时很大程度降低解析建模的复杂程度,适用于大规模风电场并网的振荡稳定性分析。通过仿真验证了所提方法的有效性。     

波形松弛法的电力系统暂态稳定性并行仿真计算

仿真计算是进行电力系统暂态稳定性分析迄今为止最可靠的方法.本文提出一个基于波形松弛的电力系统暂态稳定并行仿真新方法.首先按照系统各部分的地理分区将其划分为多个子系统,将通过联络线及边界节点互联的子系统进行等值,从而得出相邻子系统对本子系统的影响;进一步将移置到边界处的子系统等值电流作为子系统间波形交互信息,实现互联子系统之间的解偶和并行松弛求解.在PC集群上的计算结果表明,该算法有比较高的并行加速比和计算效率,在无任何加速措施的情况下,对于较大规模的系统已达到了在线实时计算速度.     

基于奇异摄动方法的同步发电机二阶滑模控制器的设计

通过同步发电机激磁控制，可以增强电力系统稳定性。该文首先利用奇异摄动方法将同步发电机解耦为两个不同时标的子系统。根据奇异摄动系统的复合控制原理和滑模变结构控制的鲁棒性，然后采用次最优二阶滑模控制算法实现每个子系统的控制，得到每个子系统的控制算法，再由每个子系统的算法得到同步发电机的复合控制。该文采用二阶滑模控制算法消去了颤抖现象并保证了系统的鲁棒性；采用奇异摄动算法使系统降维。仿真结果证明了该算法的有效性。     

全过程动态仿真中大型线性方程组的分块求解算法

电力系统全过程动态仿真能够将机电暂态、中期和长期动态过程有机地统一起来进行数字仿真,仿真过程中需要多次求解大型稀疏线性方程组。该方程组由电力系统设备模型的微分—代数方程式差分后的代数方程和输电网络模型的代数方程形成,其快速求解算法是电力系统全过程动态仿真的难点之一。文中提出一种利用仿真中矩阵结构特点的分块快速直接求解算法,并开发实现了大型电力系统线性方程组稀疏求解器(ESS)。该算法首先将稀疏矩阵分为4个分块矩阵,然后将其中规模最大的对角块进一步细分为多个更小的对角分块矩阵,并利用部分小分块具有相同结构的特点进行矩阵LU符号分解和数值分解,最后根据分块矩阵进行前代和回代求解计算。与现有其他求解器进行的算例对比表明,ESS具有较为明显的整体求解速度优势,特别是在矩阵LU分解方面。     

基于PSS/E的保护定值灵敏度校验系统的研发

介绍的保护定值灵敏度校验系统是一个基于B/S模式的系统。系统由1台调度服务器、1台数据服务器和若干台仿真计算服务器组成。调度服务器安装Web应用程序和计算任务调度程序,实现电网数据的维护、计算任务管理调度等工作。计算服务器上安装电力系统仿真程序PSS/E,负责计算用户提交的各种仿真计算任务。通过有效的任务管理,实现Web环境下保护定值灵敏的校验。     

基于反步法的多馈入直流输电系统调制控制器设计

该文将整个交直流混合电力系统建模为一个级联系统：直流系统为第一级,交流系统为第二级,并为多馈入直流输电系统设计了非线性调制策略：为交流子系统设计虚拟控制,该虚拟控制能够增强交流子系统的阻尼;对直流子系统进行调制策略设计,使得交流子系统的输出能够渐近地跟踪所要求的虚拟控制,并保证整个系统的状态不发散.所设计的调制策略提供了2个正定矩阵参数KD和KV.矩阵KD决定了虚拟控制增强交流系统阻尼的能力;矩阵KV决定了直流子系统的输出渐近地跟踪虚拟控制的能力.仿真结果验证了文中方法的有效性.     

Derivation of equivalents for dynamic security assessment

A method is described by which the order of interconnected power systems is reduced. When the system under study is composed of a main system and several subsystems connected to the main system, the method gives an equivalent model to each subsystem with far fewer generators, even when each subsystem is connected to the main system at more than one point. The paper also discusses the data that needs to be sent from each subsystem when it is expressed by a reduced-order equivalent model. A numerical example of a 250-bus and 61-machine system shows that the method is effective and causes no loss of accuracy. Although the proposed method provides an accurate reduced-order model, it is rather time-consuming, because it is based on the linearized dynamic equations of the system, and their eigenvectors are needed. This problem must be solved before practical use of the method can proceed.     

基于地理信息系统的农村电网规划方法的研究

本文针对目前农村电网（以下间称农网）难以满足规划人员实用要求的现状，提出应用地理信息系统（Geographical Information System，简称GIS）技术改进农网规划的设想。基于中心地理论的应用模型，提出基于GIS的子系统模型及算法，将配网规划这一NP－hard问题转化为无约束的线性凸规划问题，并使问题规模大为减小。研究结果表明借助GIS无需复杂的算法便可实现规划过程更具交互性、规划结果更具直观性、方案调整更具灵活性。基于GIS的农网规划可作为农网规划人员的得力工具。     

具有抽水蓄能电厂的多区域电网日经济调度研究

提出了求解具有水、火电厂和抽水蓄能电厂的多区域电网日经济调度问题的基于混合整数规划的新算法。该算法能够在满足区域约束的条件下,协调考虑各种类型发电机组的经济运行,从而使全网获得最大的经济效益。该算法已成功地应用于具有６个区域、２７个电厂（含抽蓄电厂）的广东电网。计算结果表明,利用抽蓄电厂进行移峰填谷,可以显地改善整个系统的安全运行状况。     

基于异步迭代的多区域互联系统动态潮流分解协调计算

在全局电网分解协调计算中，为增加各子系统计算的独立性，并减小协调计算对通信系统的要求，提出了一种新的基于异步迭代的互联系统分解协调动态潮流计算方法，这种方法允许每个参与分布式计算的子系统自由选择本系统内的Vθ节点，采用内、外两层迭代的方式求解整个互联系统的动态潮流。以各子系统单独潮流计算作为内层迭代，再利用边界条件构造关于边界节点状态量的不动点迭代格式，通过不断修改各子系统相应外边界节点的等值注入作为外层迭代来统一全网潮流解。所提出的算法经IEEE9节点试验系统验证，可获得全网动态潮流解。     

快关汽门与励磁的协调控制增强发电机组暂态稳定

某些严重的电力系统故障，例如在电厂附近发生的短路故障，会导致整个系统暂态稳定的丧失。为此经常切除部分机组来防止非同步运行，但是这种增强暂态稳定的方法将干扰整个系统的功率平衡，并且需要经过很长的调整时间才能建立起新的稳态运行状态，本文介绍了一种避免切机的新方法，通过协调快关汽门和励磁控制来实现发电机组的稳定运行，领导具计算表明，经过1到2个非同步周期就可以建立新的稳定状态。     

区域互联电力系统同调机群的分布式协同识别

在电力市场条件下,区域子系统运行具有相对的独立性、系统数据具有一定的不透明性.文章研究了与市场条件相适应的区域互联电力系统的同调发电机识别问题,基于弱耦合算法提出了一种子系统内同调机群的分布式识别方法,在相邻区域子系统间通过交换少量的边界母线信息可形成子系统状态矩阵,实现对子系统内同调机群的识别.通过50机145节点系统的算例验证了该方法的有效性.     

Using a FACTS device controlled by a decentralised control law to damp the transient frequency deviation in a deregulated electric power system

In a deregulated electric power system, energy exchanges may exist depending on load following contracts between agents belonging to different areas. As direct consequence of this, the need may arise for new control apparatus and new effective control laws that favour power flows along specific corridors.In such a context, in the paper a great interest has been devoted to the use of FACTS devices to improve the load–frequency control of the system. Indeed, FACTS devices can regulate the power flow in a transmission line, also improving both transient and dynamic stability.This paper then proposes a method based on the application of the overlapping decomposition technique, to design a decentralised control law of a SSSC device. The principal idea is so to decompose a multi-area power system into two decoupled subsystems. The SSSC represents the former subsystem, while the latter is made up of the whole multi-area power system with inside the conventional controllers. As a consequence, each subsystem may be considered as independent. Greater simplicity hence results in designing decentralised optimal control laws for each of them with respect to a defined performance index.In the paper, in order to verify the validity of the proposed method, some numerical tests are carried out.     

External subsystem equivalent model for steady-state and dynamicsecurity assessment

A method for external subsystem model reduction is proposed. The reduction process starts with the load node elimination, resulting in a Ward-PV equivalent which contains all boundary and generator nodes. The number of the generator nodes is significantly decreased by aggregation. This is done by the Zhukov method, which replaces each selected group of the generator nodes by one equivalent generator node. The obtained equivalent is called the reduced Ward-PV equivalent. All generating units attached to the aggregated generator nodes are also aggregated into equivalent generating units. The equivalent obtained by such a method may be used for both steady-state and dynamic security analysis. The reduced Ward-PV equivalent retains the static and dynamic properties of the original Ward-PV equivalent if the aggregated generator nodes are grouped for aggregation on the base of coherency. The Yugoslav electrical power system was used as the sample system for testing the proposed method     

Power system dynamic equivalence based on a new model reduction technique

Power system dynamic equivalents play an important role in the effort to reduce the computational burden of the transient stability analysis of power systems. This paper proposes a new efficient practical algorithm for forming linear dynamic equivalents for power systems based on modal analysis. The main feature of the proposed method is that the accuracy of the equivalent model is greatly improved by converting a coordinate system representing the subsystem from the R-J coordinate system of the main system to the reference generator D-Q coordinate system of the subsystem. The order reduction is based on aggregation of similar modes and elimination of the inferior modes without significant effect on the frequency response of the subsystem. Thus the equivalent obtained by the proposed method can be used for both steady-state and transient stability analysis studies. To verify the dynamic equivalent performance stability simulation results for a model power system composed of 16 generators also are shown.