电网互联对山东电网内部低频振荡模式的影响

结合规划中的山东与华北电网互联工程，给出适合评估联网后原山东电网内部低频振荡模式变化趋势的方法。通过跟踪互联前后原系统中弱阻尼振荡模式，借助振荡模态图，分析低频振荡问题受联网影响的变化趋势。对联网后原山东电网内部低频振荡模式的变化，联络线交换功率对振荡模式的影响等问题进行计算分析，总结出电网互联对山东电网内部2类低频振荡模式影响的规律。     

淮沪特高压投产后的华东电网低频振荡特性分析

针对淮南-上海(简称淮沪)特高压工程投产后,华东电网低频振荡特性开展深入研究。对华东电网近年来发生的几类低频振荡案例进行了回顾和总结;通过对不同典型运行方式的分析,指出了特高压投产后华东电网主要存在的几种振荡模式;对重大检修方式下电网低频振荡特性进行了分析;开展了接入特高压机组对华东电网振荡模式专题研究,并论证了电力系统稳定器(PSS)对抑制该振荡模式的重要性;开展了时域、频域的对比分析及验证,提出时域仿真分析中进行参数辨识的典型经验;对调速系统在低频振荡中的作用开展研究,提出当前实际工程中的应对措施。最后,对下一步开展低频振荡研究工作的重点和方向进行了展望。     

天津电网小干扰稳定分析及控制

小干扰稳定中的一个中心和重要问题就是低频振荡问题,在系统扩大,特别是在大区联网下,这个问题更为突出。利用线性化分析和prony检测相结合的方法完成了大区联网条件下天津电网的低频振荡分析工作。求出了与天津电网相关的低频振荡模式,特别是弱阻尼低频振荡模式,并提出了增强系统阻尼,改进系统小干扰稳定的方法和措施。     

大区联网条件下四川电网低频振荡再分析

结合诱发低频振荡的四大主要因素和四川实际电网的特点,揭示了大区联网条件下四川电网容易出现低频振荡的原因。通过对四川电网进行低频振荡再分析,研究了网架结构的变化、运行条件、发电机励磁和PSS模型参数以及串补对主导低频振荡模式阻尼的影响。运用多机电力系统二阶解析解对线性一阶解进行二阶非线性修正,通过比较分析一阶和二阶相关因子,有助于发现和认识与主导低频振荡模式相关性最强的发电机组,对配置PSS抑制低频振荡有指导意义。     

大区联网条件下天津电网低频振荡分析

低频振荡问题是大区联网下系统稳定中的一个重要问题,文章利用特征分析和prony检测相结合的方法完成了华北、华中、山东、川渝联网系统中天津电网的低频振荡分析工作。求出了与天津电网相关的低频振荡模式,特别是弱阻尼低频振荡模式。并提出了增强系统阻尼,改进系统小干扰稳定的方法和措施。     

特高压联网及大规模新能源接入的电网动态特性及PSS适应性分析

针对华北电网特高压交直流联网及大规模新能源接入的电网变化,对比分析河北省南部电网特高压联网及新能源接入前后的电网动态特性,分别从丰大、丰小、枯大、枯小4种典型运行方式下分析河北省南部电网现有PSS的适应性,通过采用PSASP软件进行小干扰稳定计算分析,结果表明现有PSS参数保持不变的情况下,丰小方式下部分机组出现了持续的低频振荡,PSS参数无法在全部运行方式下为电网提供强阻尼,导致电网在个别运行方式下存在弱阻尼和负阻尼引发的低频振荡风险,建议加强PSS对多种运行方式的适应性及电网低频振荡风险预控措施研究。     

华东电网2010年度方式低频振荡预研究

互联电力系统和快速自动励磁调节器的应用可能导致电力系统发生低频振荡,制约了联络线输送功率极限的提高,从而影响系统的安全稳定运行.通过计算分析,找出华东电网2010年度规划网架结构下低频振荡的主要振荡模式和相关参与机组,并对某些特定检修方式下电网的低频振荡情况进行了再分析,说明进一步优化华东电网的电力系统稳定控制器(PSS)配置的必要.     

基于EWT和改进Prony算法的含风电区域电网低频振荡模态及影响因素研究

区域电网风电渗透率的提高使得电力系统的惯量降低,同时由于风电的随机波动性及不确定性增加,使得区域电网间联络线传输功率变动范围扩大,因此含风电区域电网低频振荡模态辨识方法及影响因素有待深入研究。文中提出一种基于经验小波变换方法(EWT)与改进Prony方法相结合的低频振荡模式辨识方法;在扩展四机两区域系统中,分析了含风电区域电网惯量变化和风电功率波动对区域间振荡模态的影响,基于极限传输功率下分析了双馈风电机组虚拟惯量控制参数对振荡模式的影响,给出了抑制含风电区域电网低频振荡的虚拟惯量参数设定值。     

特高压交直流混联条件下四川电网低频振荡模态分析

以2017年"三华"电网模型为基础,研究了含特高压输电线路的四川电网内部的低频振荡模式。对目前已有低频振荡机理进行了总结。通过对不同典型运行方式的分析,指出了含特高压输电线路的四川电网存在的几种振荡模式,并论证了电力系统稳定器(PSS)对抑制该振荡频率的重要性;开展了时域、频域的对比分析及验证,提出时域仿真分析中进行参数辨识的典型经验。最后,对下一步开展低频振荡研究工作的重点和方向进行了展望。     

浙江主力发电机组对华东电网低频振荡模式的影响研究

对2009年华东电网的主要低频振荡模式进行分析,研究了主力机组电力系统稳定器(PSS)的投退、浙江电网不同运行方式对华东电网低频振荡模式的影响,着重研究了浙江电网二种主要地区振荡模式,指出相关电厂应充分重视机组励磁系统及PSS实测建模、PSS整定和投人工作,确保电网的稳定运行.     

华北-华中-华东特高压联网大区模式下低频振荡模式的频率特性

以"三华"联网工程为背景,研究了"三华"互联电网低频振荡模式的频率特性。首先以实际网络特性为基础,建立了"三华"联网等值系统模型,并使用实际电网试验数据验证了等值系统的有效性和精度。基于"三华"联网等值系统,使用理论分析与数值仿真相结合的方法研究了"三华"电网主导振荡模式的频率特性及影响因素。研究结果表明:系统规模及联网区域的不断发展是导致主导模式振荡频率下降的根本原因。励磁绕组、发电机励磁系统、电力系统稳定器是使主导模式振荡频率进一步下降的重要因素。     

对电力系统稳定控制方法的比较研究

为了在有干扰或低频振荡时维持互联电力系统的稳定，本文介绍了一些电力系统稳定的新技术。一种是在经典的电力系统稳定器（ＰＳＳ）中，利用特征矢量灵敏度，使振荡输出响应包络线下的面积为最小的方法来找出最佳参数；另一种是采用一种自适应控制方法即可移动相位的自调谐调节器（ＰＳＳＴＲ）；最后一种方法则是利用人工神经网络，此处神经网络的非线性映射能力是用修改过的ＢＴＴ法来训练神经控制器的方式为开拓的。作者将这些控     

快速求解多机系统机电振荡模式的新算法

提出了一种快速求解多机系统机电振荡模式的新方法,既能避免维数灾问题又能防止出现丢根现象。首先,通过建立发电机的经典模型,计算出多机系统的各振荡模式(特征根虚部)和振荡模态(特征向量);再用等值阻尼系统表示发电机的励磁控制作用对机电振荡模式的影响,推导出只用机组惯性常数M和阻尼系数D及相应的特征向量表示的机电模式的实部估算公式,由此公式估算出相应的实部,从而得到各振荡模式的特征根的初值;根据Heffron-Phillips全系统的状态矩阵和已经估算出的特征根,用反幂法快速求出系统状态矩阵的根,即为此多机系统的全部机电模式特征根。最后,用ENGLAND10机系统算例证明了该方法的有效性。     

水轮机及其调速系统对电力系统低频振荡的影响

传统上在对电力系统低频振荡的研究中,励磁系统被认为是造成低频振荡的主要原因。而目前认为,水轮机及其调速系统对电力系统低频振荡的影响也不能忽略。对低频振荡的研究主要从水轮机及其调速系统的作用着手,通过对实例的计算得出特征值、相关因子等,通过相关性分析等方法得出水轮机及其调速系统对电力系统低频振荡有影响的结论。     

Reliable prediction of Hopf bifurcation in power systems

In this study, a new index for detection and prediction of oscillatory instabilities associated with HOPF bifurcation (HB) in power systems is proposed. Conventional indices could just predict HB in the heavy load conditions. The proposed index has a wider linear range and therefore prediction of system behavior at a wider range of load changes (even in lightly load condition) is provided. Consequently, the power system operators have more time to make the proper decisions to prevent HB. Conventional indices use critical eigenvalue pair of the state matrix to predict HB. This pair possesses biggest real parts among all eigenvalue pairs. However, sometimes this pair might not reach the imaginary axis before other eigenvalues. Therefore, they are not representative for HB eigenvalues which can lead to HB (This pair of eigenvalues could not be considered as HB eigenvalues). In this study, proposed index uses HB eigenvalue pair of state matrix to predict HB and two criteria are used to recognize HB eigenvalue pair. The first criterion is based on the proximity of the pairs of complex eigenvalue to the imaginary axis and the second criterion is based on the speed and the direction of the eigenvalues’ movement towards the imaginary axis. Also, in this study, Matrix Reciprocal Condition Number Estimate (MRCNE) instead of minimum singular value decomposition is used to determine proximity of matrix to singularity. This estimation causes faster calculation without missing considerable accuracy. In order to demonstrate the effectiveness and accuracy of the proposed index, the new method is tested on the IEEE-14 bus and WSCC-9 bus test systems and results are presented. Results indicate that the proposed index has wider linear range and could predict HB in lower load level.     

基于负荷模式能量的电力系统低频振荡抑制策略

随着电力市场化和需求侧管理的快速发展,以及虚拟电厂聚合平台的逐步成熟,负荷可控性越来越强,为从负荷侧抑制低频振荡提供了可能。针对系统在振荡过程中出现的小干扰稳定问题,提出了基于负荷模式能量的电力系统低频振荡调控策略。构建电力系统小干扰负荷模式能量函数,从负荷的角度揭示电力系统低频振荡特性。基于负荷模式能量建立负荷的低频振荡评价指标与灵敏度指标,确定负荷参与改善系统小干扰特性的调控方式,对所有可控负荷进行排序,筛选出最优调控负荷。最后,对3机9节点系统和16机68节点系统算例进行仿真计算,结果表明所提控制策略可有效抑制系统振荡。     

An investigation on interarea mode oscillations of interconnected power systems with integrated wind farms

The ever-increasing penetration of wind power integration into a power system can produce significant impacts on the operation of an interconnected power system. As the major energy conversion technology for large wind turbines, the doubly fed induction generator (DFIG) will play an important role in future power systems. Hence, the impacts of the DFIG on the low-frequency oscillations of interconnected power systems have become an important issue with extensive concerns. This paper examines the impacts of several factors, including the DFIG transmission distance, tie-line power of the interconnected system, DFIG capacity, with/without a power system stabilizer (PSS), on the low frequency oscillation characteristic of an interconnected power system using both eigenvalue analysis and dynamic simulations. To investigate the effects of these factors on the interarea oscillation mode, case studies are carried out on two two-area interconnected power systems, and some conclusions are obtained.     

基于Pade近似的电力系统频率振荡模式延时轨迹分析

实际电网中多次出现不同于传统低频振荡的频率振荡问题,和一次调频或自动发电控制强相关。包含一次调频、自动发电控制的电力系统调频过程是一个闭环的控制过程,是一个动态系统,面临着稳定性问题。在实际电网运行中,由调度自动发电控制指令到机组执行带来的延时对电力系统关键模态产生显著影响,从而改变闭环系统稳定性。基于一个三区域系统采用Pade近似方法将延时环节转化为状态空间表达式,选取合适的近似阶数,建立了考虑延时环节的电力系统线性化模型;并且通过特征值计算方法研究延时对频率振荡模式的影响规律,算例仿真结果有效验证了延时给系统带来的阻尼恶化、自动发电控制振荡模式发生周期性变化的结论。     

Optimal decentralized damping of low-frequency oscillations under control energy constraints

The problem of damping the low-frequency electromechanical oscillations in electrical power systems is dealt with by a parameter optimization approach. The design procedure is then applied to the synthesis of the stabilizing decentralized controllers for two nationwide power networks.     

A software tool for coordination of controllers in power systems

A report is presented on the theoretical background and the methodology of development of a software tool for offline coordination of power system controllers in either a high-frequency (5-55 Hz) or a low-frequency (0.2-2.0 Hz) range. The controllers considered for coordination are: voltage regulators, power system stabilizers (PSSs), speed governors, main and auxiliary controllers of HVDC converters, and main and auxiliary controllers of static VAr compensators (SVCs). The software package calculates the eigenvalues associated with a prespecified number of least-stable oscillatory modes of the system using a modified version of the S matrix method, and it adjusts the controller parameters to increase a damping of the least-stable mode, using a gradient optimization technique. The software tool is referred to as EICO (EIgenvalue program of COordination of controllers). EICO is coded in Fortran. The application of EICO is demonstrated by coordinating the controllers of a power system with 371 state variables and 140 controller parameters, in the high-frequency range. EICO results are verified by detailed digital simulation of the system, using the electromagnetic transients program (EMTP). The study results demonstrate the technical advantages of the coordinated controllers as compared with the noncoordinated scheme