基于稳定域边界二次近似的故障临界切除时间估计

基于故障后电力系统稳定域边界的二次近似来估计临界切除时间。在计算中,通过二次项系数矩阵分块来降维计算二次项系数,大大降低了二次项系数的计算量。临界切除时间由持续故障轨迹和主导不稳定平衡点(CUEP)所决定的稳定域边界二次近似的交点确定。在IEEE3机9节点系统和新英格兰10机39节点系统中的仿真表明了该方法的有效性,特别是对非发电机节点故障临界切除时间的估计精度较高,能够满足工程要求。

应用轨迹灵敏度计算临界切除时间新方法研究

文章提出对故障切除时间轨迹灵敏度的概念和算法,研究了将该轨迹灵敏度映射为(归一化和修正)能量函数的)最小动能灵敏度的方法。并应用上述结果发展了故障临界切除时间的灵敏度分析方法。该方法的优点是灵敏度分析对系统模型没有限制,且具有过程简单、计算效率高的特点。当故障切除时间略大于临界切除时间时,仅需要一次仿真就可以准确地估算临界切除时间。在工程上,该方法可用于快速分析故障的稳定裕度。在10机39节点新英格兰典型电力系统上分析结果验证了该临界切除时间估算算法的精度和有效性。

电力系统三相短路故障临界切除时间求解方法的在线应用

介绍了直接法的相关知识、单机无穷大系统模型和多机系统模型,详细讨论了PEBS方法的局限性。对单机无穷大母线系统进行了公式推导和仿真验证,从理论上探讨了多机系统的三相短路故障临界切除时间求解方法。重新定义了势能函数,对势能最大值的求解提出一些新建议,研究了系统的总动能和总势能,提出求解三相短路故障临界切除时间的新思路,完善了一些可能引起计算误差的技术细节。通过有代表性的真实故障算例验证了所提思路和方法的可行性。

临界切除时间的解析灵敏度分析

本文首次推导了保留结构模型下临界切除时间对发电机出力灵敏度的解析表达式,详细地给出了用势能界面法(PEBS)求临界切除时问灵敏度的计算方法和过程。根据此灵敏度,可求出临界切除时间与发电机有功出力之间的关系,对系统进行哲态稳定预防控制,以提高系统的暂态稳定性。对两个试验系统计算的结果表明了本文方法的有效性和可行性。

应用轨迹灵敏度计算临界切除时间的新方法研究

文章提出了一种可以描述故障后系统稳定程度的灵敏度指标,根据系统稳定性逐渐恶化指标趋于零的特点,计算了系统部分参数的临界值;根据稳定指标与故障切除时间在一定范围内的良好线性关系,估算了系统故障临界切除时间;并在单机无穷大系统与10机典型新英格兰系统下进行验证,证明了该方法的正确性。

暂态稳定临界切除时间的计算及其在继电保护中的应用

电力系统在受到大干扰后,其暂态能量的计算与沿运行轨迹积分的能耗有关.运用能量函数PBES直接法对电力系统暂态稳定性进行分析,可快速、准确地确定系统的临界受扰轨迹,求取电力系统暂态稳定临界故障的切除时间,以更合理、准确地进行继电保护配置、时间整定及系统之间的配合校验.

基于归一化能量函数的临界切除时间并行仿真算法

随着新能源的广泛接入和电力系统的发展,新一代问题面临更为严峻的挑战,评估和求取临界切除时间是分析的关键环节。基于归一化能量函数,利用最小归一化暂态动能曲线与临界切除时间的关系,提出一种并行计算临界切除时间的仿真算法,并且基于IEEE10机39节点系统和宁夏实际电网,对算法的有效性和速度进行了验证,说明算法能准确、快速稳定地计算临界切除时间。

一种临界故障切除时间概率分布的求解方法

稳定性分析是电力系统运行与控制中必须考虑的一个以及半不变量的性质,在敏感度计算的基础上,将临界故障 最基本的问题。传统稳定分析是在确定系统初始参数后进行的。由于某些原因,电力系统的初始参数,如母线负荷等,因得不到其确定值而只能知道其可能分布。这使得传统的稳定分析方法已不能适用于新的形势,为此提出了概率稳定分析这一新的课题。该文提出一种新的临界故障切除时间概率分布的求取方法,利用随机变量的Cram-Charlier级数展开式切除时间概率分布的求取转化为对初始参数的半不变量的求取。该算法在39机系统中进行了测试,与Monte-Carlo仿真结果相比,该算法不需要反复进行大量的数值仿真的采样计算,而只需在确定临界故障切除时间的灵敏度时进行一次数值仿真;计算结果能很好地描述临界故障切除时间的实际概率分布,且能显著地减少计算量,提高计算速度。利用该方法,可根据故障后临界故障切除时间的概率分布,确定临界故障切除时间分布在期望值附近某区间内的概率,为稳定分析提供了判断的依据。

计及临界稳定特性的感应电动机群等值方法

为降低感应电动机临界稳定特性对感应电动机群等值的影响,提高感应电动机群等值模型的准确性和适用性,本文提出一种计及安全临界电压和临界切除时间的感应电动机群等值方法。首先,分析表征感应电动机临界稳定特性强弱的指标,结合聚类分析算法,将感应电动机群分为稳定性不同的3组。其次,依据感应电动机群等值的基本原则,求解等值感应电动机电气参数。最后,以IEEE-9节点系统为算例,比较通过本文方法和现有方法得到的等值模型在不同故障下的系统响应。仿真结果表明,本文方法得到的等值模型能更好地还原原感应电动机群的工作特征。

事故临界切除时区计算及其在事故扫描中的应用

对电力系统中的事故按照不同的分类标准进行了划分。提出了一种基于时域仿真的事故临界切除时间(CCT)区间的计算方法。并由该方法在事故扫描中的应用,提出了一种事故分类分时段扫描的可靠方法。该方法不必具体计算各个事故的临界切除时间,却可以得到各事故的临界切除时间和时间裕度的区间范围。该方法在保证对安全分析结果的完全性和正确性的同时,相对节省了大量机时。计算实例验证了该方法的有效性。

风电场并网后对系统暂态稳定性影响分析

随着风电场并网的规模不断增长,分布式能源发电对电力系统安全性、稳定性的影响越来越重要。这篇论文主要研究风电场并入一个真实的电网后,对其暂态稳定性的影响分析。根据某国电网详细的数据报告,可以得到组建电力系统所必须的电气元件参数,例如,发电机、变压器、输电线、静态补偿器等。利用商用模拟软件DIgSILENT PowerFactory将此电力系统组建成功,并确保其能够收敛,各个输电线、母线均无过载情况,为之后的暂态稳定性分析做好铺垫。根据该国风电场数据报告,发电量,具体地理位置,六座风电场被搭建在不同电压等级的母线侧,并且成功运行。将三相短路故障设置在特定的输电线后,通过观察系统临界切除时间的变化,本文将具体从三个方面讨论电力系统暂态稳定性的影响因素--改变发电厂的位置、风电场并在330KV母线侧、风电场并在19KV母线侧。

浅析EEAC法在电网安全稳定控制分析中的应用

扩展等面积准则(Extended Equal Area Criterion,EEAC)在传统的多机系统模式下,利用补充的群模式聚集技术,将多机系统聚集到一个单机无穷大(One Machine Infinite Bus,OMIB)系统中,从而获得了一个OMIB系统的分析动态方程,并可以利用等面积规则对其进行判断。此外,从EEAC中还可得到用分析式表示的稳定余量和在每一种故障状态下系统的临界切除时间(Critical Clearing Time,CCT),它们都是对一个系统的稳定性进行量化描述,这样,EEAC不仅能对暂态稳定性进行定性研究,还可以对其进行定量研究。采用EEAC法进行CCT的计算,其速度比采用瞬时能量函数方法更快。将得到的CCT值与利用时间域模拟器多次试验得到的CCT值进行对比,两者均取得了很好的结果。

确定电力系统临界出口点方法的研究

采用结构p步牛顿法与Normal Form变换相结合的方法确定电力系统临界出口点。将求解系统故障后的主导不稳定平衡点问题转化为非线性最小二乘问题,并采用结构p步牛顿法保证结果能快速准确收敛到主导不稳定平衡点。再用三阶Normal Form变换将非线性的电力系统映射到线性系统,进而确定临界切除时间。通过对实例仿真结果表明,该方法求得的结果与时域仿真法比较误差较小,能较好地反映临界切除时间。

含构网型MMC的受端电网暂态稳定解析分析方法

针对新型电力系统中,构网型非同步机电源和同步机电源之间可能发生的暂态失稳现象,提出了适用于含构网型模块化多电平换流器(MMC)的受端电网暂态稳定解析分析方法。在故障期间和故障清除后系统中分别采用电流源和电压源对构网型MMC进行建模,并据此模型提出了临界切除角和临界切除时间的解析计算方法。基于所提解析分析方法,研究了MMC故障期间注入电流幅值和相角、故障位置、同步机和MMC对负荷的供电占比等关键因素对系统暂态稳定的影响机理。基于PSCAD/EMTDC搭建的电磁暂态仿真模型验证了所提解析分析方法的有效性、准确性和鲁棒性。

含跟网型VSC的交流系统暂态稳定解析模型及协调控制

电压源换流器(VSC)型高压直流输电系统接入,可能引起交流系统暂态稳定特性发生变化.因此,针对含跟网型VSC的交流系统开展暂态稳定解析分析.建立了故障前、故障期间和故障后系统的暂态稳定解析模型,并提出了一种基于离散积分的系统故障临界清除时间解析计算方法.基于解析模型,分析了故障期间VSC注入电流相位和幅值、故障位置对交流系统暂态稳定的影响.提出了一种增强交流系统暂态稳定性的协调控制策略,其利用广域测量系统获取临界同步机群的转子角频率,实现VSC的有功、无功电流动态调制.基于PSCAD/EMTDC搭建的多机系统电磁暂态仿真模型,验证了理论分析的正确性、所提控制策略的有效性和鲁棒性.

基于稳定域边界理论的暂态稳定指标及其应用

基于故障后电力系统稳定域边界的隐式方程,提出了隐式的暂态稳定指标,并利用稳定域的二次近似方法给出了该暂态稳定指标的一个近似估计。进一步,将所得的暂态稳定指标应用于临界切除时间计算和故障排序,其中临界切除时间由求解暂态稳定指标和切除时间的拟合二次方程得出,故障的严重程度排序由比较该暂态稳定指标直接得出。最后,在IEEE 3机9节点和新英格兰10机39节点系统中进行的仿真结果验证了所提出的暂态稳定指标的准确性。

计及风电随机激励的电力系统暂态稳定分析

为了探讨风电随机激励对电力系统暂态稳定的影响,提出一种基于随机微分理论对含风电电力系统进行建模和稳定分析的方法。首先将异步风机机械功率作为随机激励,在暂态过程中利用伊藤型随机微分方程对异步风机的转子运动方程进行建模,将传统的微分代数方程模型扩展成随机微分代数方程模型;然后针对新的模型,通过时域仿真进行求解,分析风电功率随机波动对电力系统暂态过程的影响。算例结果表明:相比于确定性和概率性暂态稳定分析方法,所提方法能够更好地揭示风电不确定性对电力系统暂态稳定性的影响。

基于灵敏度分析和时域仿真的暂态稳定预防控制优化方法

根据临界切除时间灵敏度将暂态稳定约束条件线性化,简化了考虑暂态稳定约束的最优潮流(TSCOPF)问题的求解过程,为暂态稳定预防控制优化问题提供了一种新的解决方案。针对大系统临界切除时间灵敏度计算费时的实际问题,采用线路有功功率灵敏度筛选待调发电机的方法和并行计算技术以提高计算效率。WSCC 9节点系统标准算例和SGCC 9 177节点电网算例的仿真结果表明,所提方法具备良好的优化效果和工程实用性。

动态负荷模型比例对电网稳定性影响分析

综合负荷模型对电力系统的暂态稳定性具有复杂的影响。以河南电网为例,采用暂态安全定量分析软件FASTEST计算了不同动态负荷模型比例时的暂态功角稳定裕度和临界切除时间。仿真计算表明动态负荷模型比例的调整会引起电网失稳模式的变化,且在不同失稳模式下,其对电网稳定性的影响不同。因此不应脱离具体情况泛论动态负荷模型对稳定性的影响。

含多感应发电机配电网的暂态稳定研究

随着新能源的开发和利用,小型和微型分布式发电机(distributed generator,DG)开始接入配电网,在配电网中可能会出现暂态稳定问题。鼠笼式感应发电机(induction generator,IG)由于成本低、维护方便而在分布式发电中广泛应用。研究了多感应发电机配电网的暂态稳定问题,在单台感应发电机稳定判别的基础上,定义了多感应发电机配电网的暂态稳定域和临界切除时间(critical clearing time,CCT)。利用转子运动方程的静等值电路,计及配电网网络方程约束和故障后感应发电机转子转速的变化,提出一种计算配电网多感应发电机临界转速和CCT的解析法。该方法与采用动态模型的仿真方法相比,计算量小,且能够揭示出多感应发电机之间暂态稳定性的内在联系。采用PSCAD/EMTDC仿真软件中的5阶动态模型仿真验证了该方法的正确性,并且分析了静态等值计算结果小于仿真结果的原因。