基于Matlab GUI的电力系统自动发电控制仿真平台设计

利用Matlab中的图形用户界面(GUI),设计了一个电力系统自动发电控制(AGC)仿真平台.该平台应用于电力系统单区域一次、互联电网二次调频,同时加入控制策略模块,用于经典PID和模糊PID控制策略的分析.该仿真平台可直观地反映AGC系统调节下的频率变化趋势,以及两种控制策略的性能优劣,同时可便捷地设置参数.     

基于自适应滑模的多区域时滞电力系统负荷频率控制

针对电力系统存在频率偏差的问题,以多区域互联电力系统为研究对象,提出自适应滑模控制方法.考虑电力系统存在通信时滞,建立互联电力系统的负荷频率控制模型.在已知扰动上下界时设计一般的滑模控制器,并在此基础上通过在线估计参数,设计自适应滑模控制器,最后通过MATLAB软件进行仿真验证.仿真结果表明,自适应滑模控制器能够有效地...     

多区域互联电网的分散式模糊PID负荷频率控制

为了有效改善多区域互联电网的动态稳定性,提出一种分散式模糊PID负荷频率控制方法.该方法为互联电网每个区域设计一个模糊PID控制器,以区域频率偏差和联络线功率偏差为控制目标,根据区域控制偏差的变化量,运用模糊推理,在线修正PID调节参数,从而控制互联电网快速趋于动态稳定.针对三区域环型互联电网,考虑发电速率的限制,对其负荷扰动和模型参数摄动进行仿真.结果表明:与传统PID算法相比较,所提出的方法具有更强的适应性、鲁棒性及扰动抑制能力,能使系统取得更好的动态控制性能.     

AGC中PID控制器的改进与研究

针对目前电网不断增长的调频需求,充分考虑了机组调速器死区和输出功率限制两个非线性环节,设计了一种模糊自整定PID控制的AGC,并在Matlab/simulink环境下建模仿真.结果表明,对AGC中PID控制器改进后,无论是在应对阶跃负荷扰动还是连续负荷扰动,系统频率超调量、频率调节时间、互联电网之间的联络线交换功率偏差最大值和功率振荡时间都明显减小,达到了预期调频控制效果.     

基于电池储能和可控负荷的孤岛型海岛微电网频率协调控制策略

针对以风电和波浪能发电为主电源的孤岛型海岛微电网,提出一种基于电池储能和可控负荷的孤岛型海岛微电网频率协调控制策略。储能元件采用改进的下垂控制实现类似于电力系统一次调频的有差调频,根据其荷电状态及最大充放电功率,动态调整下垂控制运行点以及下垂控制系数,既能将微网频率偏差控制在合理范围内,又能防止电池储能系统过充过放;利用海水淡化负荷的可控性,将频率偏差引入其转速控制环,实现类似于电力系统二次调频的无差调频。在Matlab/Simulink下搭建了孤岛型海岛微电网的仿真模型,并对不同运行场景进行了仿真验证。结果表明,基于电池储能和可控负荷的孤岛型海岛微电网频率协调控制策略可以有效地分配系统功率差额,维持海岛微电网的频率稳定。     

考虑储能调频死区与荷电状态的一次调频策略

为更好改善电网频率特性,发挥储能电池辅助调频作用及快速响应优势,提出考虑储能调频死区和荷电状态(State of Charge,SOC)的电网一次调频自适应控制策略。基于对电网幅频特性的分析,设置储能调频死区小于传统机组调频死区,使储能先于传统机组快速响应负荷扰动,有效平抑频率波动。通过分析虚拟惯性控制在一次调频过程中的出力特点,提出正反向虚拟惯性控制,使储能在整个调频过程中出力方向始终与频率恢复方向一致,降低频率恶化速度,促进频率恢复。在此基础上,提出储能电池综合控制方法：在传统机组调频死区内,储能采用下垂控制;传统机组参与调频后,储能采用下垂与正反向虚拟惯性相结合的控制方式,并根据频率偏差和SOC实时调整二者的控制系数及出力比重,有效避免电池过充过放。最后在MATLAB/Simulink平台搭建含储能的区域电网一次调频模型,在不同工况下仿真验证了所提策略的有效性。     

储能辅助电网参与调频的控制策略研究

目的 研究储能电站在风光发电情况下保持电力系统稳态的调节原理与方法,并在此基础上设计了一种虚拟同步发电机三级模型用有源支持控制方式辅助火电机组维持电网频率稳定的主动支撑控制策略。方法 利用储能电池快速响应的特性,建立储能系统,对储能换流器的控制进行改进,在传统的控制架构的基础上改进为在电压中加入虚拟阻抗的外环调节器和基于准PR控制器的电流内环控制,深入分析控制策略的原理和同步发电机的对应关系。结果 随着新能源渗透率越来越高,在储能电站并网参与频率调节的情况下,频率波动的次数变少。结论 控制方法可以给新能源发电系统带来一定的惯性和阻尼,从而增强了系统的稳定性,并且证明了储能电站参与电网调频的必要性和可实施性,为储能电站的分布和储能电池的容量配置提供了一定的实际的参考意义。     

考虑源荷特性的双馈风电机组动态减载协同调频控制

为使双馈风电机组(doubly fed induction generator, DFIG)的有功输出能响应电网频率的变化,有效参与电网频率调节,提高风电系统的稳定性,文中分析了虚拟惯性控制、下垂控制以及减载控制的基本原理,探究了相关参数对风电并网系统频率特性的影响。在此基础上,提出一种考虑系统源荷特性的动态减载协同调频控制策略。该策略结合源荷扰动情况实现减载率修正,通过MATLAB/SIMULINK仿真验证表明：当负荷波动时,该控制策略相较于固定减载调频使含风电系统在不同风速下的频率稳定性有了显著提高。     

基于MPC算法的电力系统负荷频率控制

针对在大规模电力系统互联情况下如何准确、快速控制系统负荷频率的问题,本文结合模型预测控制算法(MPC),提出了一种多区域电力系统负荷频率控制方法.该方法实现了超前预测、多约束条件滚动优化和反馈校正,克服了传统PI调节方法对系统参数的敏感性,提高了负荷频率控制系统的稳定性和鲁棒性.文中对三区域电力系统进行建模,并在每个系统中设置了MPC控制器和PI控制器.仿真表明,在多区域系统、多约束条件下MPC算法在频率控制的稳定性和快速性方面远优于PI算法;当系统参数偏移10%时,MPC算法仍能保证控制性能.     

互联电力系统的特殊结构分解

研究多个区域特殊重叠互联电力系统的拓扑结构,给出重叠互联电力系统网型、链型、环型和层型结构的两两区域子系统的分散方法,使得自动发电控制AGC(Automatic Generation Control)具有分散的自主控制.说明重叠结构分解因子可按照区域子系统之间的额定荷比来选择,因此可提高系统AGC对负荷频率和交换功率波动的分散控制质量,达到电力系统AGC经济运行的目的.     

互联电力系统的特殊结构分解

研究多个区域特殊重叠互联电力系统的拓扑结构，给出重叠互联电力系统网型、链型、环型和层型结构的两两区域子系统的分散方法，使得自动发电控制AGC(Automatie Generation Control)具有分散的自主控制．说明重叠结构分解因子可按照区域子系统之间的额定荷比来选择，因此可提高系统AGC对负荷频率和交换功率波动的分散控制质量，达到电力系统AGC经济运行的目的.     

微电网系统中多种逆变器的并联组网控制策略

采用氢燃料蓄电池单体的串并联组成的电池模块作为储能系统中的主要储能装置,多种逆变器连接在同一条公共线上.在微电网处于孤岛运行模式时,考虑到储能单元的逆变器间环流的存在、不同设备控制器的不同工作特性、低通滤波器存在的影响,提出新的下垂控制理论.利用逆变器模拟同步发电机的频率调节特性,保证负荷发生变化时微电网频率的稳定性;利用静止无功补偿器SVC补偿系统无功,以保障系统电压的稳定,进而实现多种逆变器的组网运行.利用PSCAD仿真软件进行仿真,验证对所建立的模型采取的一系列控制策略的有效性和正确性.     

基于FOPI+FOPD控制器的单区域电力系统频率控制及电压调节

为了解决电力系统发生扰动时频率及电压波动持续时间较长的问题,在FOPID控制器以及PI+PD级联控制器的基础上提出了FOPI+FOPD控制器,将其应用于单区域电力系统的负荷频率控制及自动电压调节中,并通过基于Levy变异的帝国竞争算法对负荷频率控制器及自动电压调节控制器的参数进行寻优.仿真结果验证了FOPI+FOPD控...     

基于频率偏差的VSG变惯量阻尼协同控制策略

虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,简称VSG)能提高电力系统稳定性.传统同步发电机机械参数固定，而VSG的转动惯量和阻尼系数可根据不同应用场景选择合适的值，因而改善系统稳定性.为了避免因引入与频率微分成正比的函数而产生的高频噪声，提出一种基于频率偏差的VSG变惯量阻尼协同控制策略.仿真分析结果表明：相对于固定参数控制策略、Bang-bang控制策略，该文控制策略当输入功率突变时，在调节时间少量增加的情况下能更有效地减小有功功率超调量，有更小频率偏差，能更好地抑制频率变化率.     

拒绝服务攻击下多区域互联电力系统负荷频率控制

文章研究拒绝服务攻击(Denial-of-service,DoS)下含有负荷扰动的多区域互联电力系统的负荷频率控制(Load frequency control,LFC)问题.首先,将可再生能源与电动汽车充电系统引入电力系统中,有效补偿负荷扰动对电力系统稳定性的影响.考虑到经通讯网络传输的控制信号易遭受时延和DoS攻击...     

互联电力系统的模糊滑模负荷频率控制

提出一种用于多区域互联电力系统的负荷频率模糊滑模控制方法。该方法选用带积分的滑模超面方程 ,使系统从一开始就进入滑模状态 ,当系统进入滑模状态后 ,转化为基于新区域控制偏差的比例积分控制 ,对切换控制采用自适应模糊调节方式自动确定其幅值 ,在考虑发电机变化率约束和具有控制死区条件下 ,所提出的控制方法能够使系统获得较好的性能。仿真结果显示该方法是简单的、有效的 ,并且能够保证整个系统是渐进稳定的     

光储交直流混合孤岛微网控制策略研究

针对现有的微网功率管理通常需要复杂编程来实现,提出一种无需复杂编程的综合控制策略来实现光储交直流孤岛微网的协调控制。在考虑储能荷电状态和直流母线参考电压偏差量越限的情况下,在前级结构中构建多回路功率控制策略,将越上限的储能荷电状态或直流母线参考电压偏差量反馈到光伏功率控制器中,使得光伏控制器偏离最大功率运行点,同时调整光伏输出的参考电压,进而防止储能荷电状态超过设定的上限或直流母线电压骤然上升。反之将越下限的储能荷电状态或直流母线参考电压偏差量反馈到需求响应侧发送切除直流负载命令,防止荷电状态超过设定的下限和直流母线电压骤然下降,从而实现了系统前级功率平衡并运行在安全范围内。另外,微网后级的逆变器采用主从控制模式,主逆变器采用虚拟同步发电机控制策略,实现对系统电压频率的控制及负荷的跟随;从逆变器采用恒功率控制策略为后级提供期望的功率需求。MATLAB/Simulink仿真结果表明:前级多回路功率控制策略与后级基于虚拟同步机的主从控制策略相联动,确保了所提混合微网在不同工况下能协调光伏功率和储能功率平衡,并使微网系统能稳定可靠运行。     

双馈风机的虚拟同步发电机控制技术研究

随着风电渗透率的逐渐提高,导致电力系统的转动惯量变小.通过虚拟同步发电机技术(Virtual synchronous generator-VSG)模拟传统同步发电机的外特性,对风电场进行惯量补偿.采用虚拟同步机控制策略的储能系统与风电场并联输出的接口特性模拟同步发电机的外特性,分析了在风速变化下协助风电场实现虚拟惯量控制,减小系统频率振荡的幅值,以及在负荷扰动时用于增大系统惯量实现频率调整的作用,最后讨论了虚拟同步机参数对系统稳定性的影响.通过Simulink建立了由风电场、储能系统和大电网组成的风储并网发电系统模型,仿真结果验证了建立的虚拟同步型双馈风机的适用性.     

基于二次调频的孤岛微网自适应旋转惯量控制策略

传统的虚拟同步发电机(VSG)控制策略中引入同步发电机(SG)的旋转惯量和阻尼系数,解决了大规模分布式能源接入微网时缺少惯性的问题,然而固定的旋转惯量无法兼顾负荷扰动下功率振荡及频率波动.针对这一问题,提出一种基于二次调频的旋转惯量自适应控制策略,增强系统惯性,实现功率和频率的实时动态调节.首先,借鉴SG的外特性建立VSG的数学模型,分析孤岛模式下不同旋转惯量对系统动态响应的影响;然后,在旋转惯量控制中引入角频率偏移量和变化率形成自适应惯量控制,减少系统在负荷扰动时的超调量和振荡时间,并分析重要参数对系统稳定性的影响;最后,通过Matlab/Simulink仿真软件,将其与传统VSG控制策略进行对比分析,验证了所提新型VSG控制策略的可行性和优越性.     

欺骗攻击下多区域互联电力系统的事件触发滑模负荷频率控制（英文）

主要研究了多区域互联电力系统下遭受欺骗攻击的滑模负荷频率控制(load frequency control, LFC)问题.在考虑欺骗攻击的情况下,设计了一个龙伯格观测器来观测系统的状态,利用Lyapunov-Krasovskii (L-K)泛函法构造了一个积分滑模面,并且给出了系统渐进稳定的充分条件.然后,基于观测器的滑模控制器将系统运动轨迹驱使到预先设计的滑模面上,并使系统最终稳定.在此基础上,还引入了事件触发机制,用以减少控制器更新和节点间通信的频率.最后,以一个三区域互联网络电力系统仿真验证了设计方案的有效性.