电力系统机电暂态和电磁暂态混合仿真程序设计和实现

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1、第30卷第12期Vol.30No.122006年6月25日June25200653电力系统机电暂态和电磁暂态混合仿真程序设计和实现柳勇军1!梁旭1!阂勇1!胡明亮21.清华大学电机系电力系统国家重点实验室北京市1000842.深幼殷图科技发展有限公司北京公司北京市100083摘要!电力系统混合仿真对常规电力系统进行机电暂态仿真9对重点关注的局部网络或者特定元件采用电磁暂态仿真O它综合考虑了机电暂态过程和电磁暂态过程的相互影响9为研究大规模电力系统的稳定性和动态特性提供了新的思路O文中基子自主开发的

2、机电和电磁暂态混合仿真程序9结合具体的接口算法9设计并实现了电力系统混合仿真系统平台9并提出了一种新的数据时序交互方式以及在此基础上的数据通信和同步控制算法O所建立的仿真平台代码透明可控9功能易子扩展9提高了仿真的灵活性和效率O最后给出的仿真算例证实了所提出的方案的可行性及接口算法的正确性O关键词!电力系统仿真;混合仿真;数据交互;同步控制;程序设计中图分类号!TM7430引言TS和电磁暂态程序TE核卜算法部分以Fortran语言实现与接口处理相关的程序通过近几年来随着区域电网的互联高压直流输电D

3、LL文件控制其他部分以C++语言开发HVDC和灵活交流输电系统FACTS等电力电1.1机电暂态程序TS子设备不断投入系统运行反映不同物理现象和动TS采用正负和零序相量模式进行计算发电态特征的机电暂态过程和电磁暂态过程相互交织机采用合适阶数的微分方程表示网络采用基波复使得电力系统的分析日趋复杂传统的机电暂态仿阻抗的形式描述机电暂态过程分析的实质可以归1真或电磁暂态仿真技术渐显不足电力系统的快结为如下一组微分代数方程组的求解速发展对仿真技术也提出了新的要求和挑战cx电力系统混合仿真技术将2种方法很好地

4、结合=fxyct1起来对常规电力系统进行机电暂态仿真其中的局O=gxy部网络或者特定元件采用电磁暂态仿真为研究大式中x表示微分方程组中描述系统动态特性的状规模电力系统的稳定性和动态特性提供了新的思态变量y表示代数方程组中系统的运行变量路根据对计算结果精度要求的不同以及研究间题传统的混合仿真系统平台大都利用成熟的机电的性质可采用相应复杂程度的元件数学模型6和电磁暂态商业程序以其中一个为主程序另外一本文采用交替迭代的方法求解式1有效降低2-4个作为子程序嵌入其中根据这些程序提供的自了联立求解的方程的规

5、模在一定程度上弥补了算定义函数或者模型来设计接口算法整个过程属于法在收敛速度上的不足计算精度也能够满足工程黑箱操作编程较为复杂缺乏灵活性需要而且交替迭代法利用接口电流将动态元件计本文所研制的混合仿真系统平台采用自主开发算与网络计算分离物理意义清晰明确有利于新元的机电暂态和电磁暂态仿真程序它们独立参与混件模型的加入和混合仿真的实现合仿真计算不分主次源代码根据需要可以自由修1.2电磁暂态程序TE改系统功能易于扩展提高了混合仿真的灵活性TE采用abc三相瞬时值模式进行计算发电机并且基于该仿真平台验证了文

6、献5所提出的接口用经典派克方程描述网络采用微分方程或偏微分算法的正确性方程来描述网络中的元件差分离散化后得到一系列等值电阻和等值电流源的并联形式构成暂态计1机电和电磁暂态程序算等值电路然后通过差分后的节点导纳矩阵进行混合仿真中采用的是自主开发的机电暂态程序求解TE可以模拟系统任意组合下的运行和扰动状收稿日期12005-12-19;修回日期12006-02-18O况包括各种短路故障和断线故障以及多重故障国家自然科学基金重点资助项目(50323002)O等542006s30<12>TE提供了各种真实可

7、靠的电力系统元件模程可看出s两侧在仿真过程中都不需要延时等待s各[6]型s包括发电机~变压器~输电线~电动机~电源~断自并行计算s因而提高了仿真速度s为实时混合仿真路器~电流互感器~电压互感器以及与发电机控制相创造了条件[8]但在计算本侧某一机电步长时间点关的~IEEE标准的励磁调节器~调速器和电力系统时s采用的都是上一机电步长对侧的等值参数信息s[7]稳定器因而影响了混合仿真的计算精度特别在网络结构发生变化时s接口点电压和电流将会发生突变s如果2混合仿真平台程序设计初始化采用这种并行数据交互方式

8、s则对侧网络的故障信2.1系统潮流计算初始化息难以得到及时~准确~充分的传递s也无法正确反首先根据系统的原始信息和参数进行机电暂态映对侧网络动态变化对本侧造成的影响模式下的潮流计算s得到相关节点和支路的初始非状态变量和状态变量s作为混合仿真的初始变量系统可能在开始仿真时有些振荡s因而需要等它达到稳态后才开始混合仿真计算2.2网络状态和信息初始化初始化混合仿真中网络的有关数据和信息s包括元件名称与支路号对应关系~网络节点导纳矩阵图2TS和TE井行数据交互方式存取信息等Fig.2Par