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    <completedYear>2024</completedYear>
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    <completedDate>2025-01-05</completedDate>
    <publishedDate>--</publishedDate>
    <thesisDateAccepted>2024-12-10</thesisDateAccepted>
    <title language="eng">State and parameter estimation approaches for online dynamic security assessment in power systems</title>
    <title language="deu">Verfahren zur Zustands- und Parameterschätzung für die dynamische &#13;
Sicherheitsbewertung von Stromnetzen in Echtzeit</title>
    <abstract language="eng">With the global effort to decarbonize the energy sector, major changes are being implemented in power systems. This shift drastically alters the system dynamics, prompting the need for innovative online dynamic security assessment (DSA) tools. Such tools are crucial for system operators to gain situational awareness and make corrective or preventive operational decisions, ensuring reliable, secure, and cost-efficient system operation. A key component of online DSA tools is power system dynamic state estimation (DSE), used to obtain real-time estimates of critical system states and parameters, such as the inertia constant or the states and parameters of synchronous generators. &#13;
Motivated by this, control theory-based approaches for DSE that focus on two key challenges are developed in the present thesis. Firstly, the topic of multi-area inertia estimation is addressed. Secondly, the problem of decentralized state and parameter estimation for synchronous generators is considered. Unlike much of the existing literature on the topic, rigorous analytical convergence guarantees are provided. More specifically, the main contributions of this work are as follows: 1) A robust tuning method for consensus + innovations-based distributed parameter estimation in the presence of disturbances is derived. This technique allows for systematic gain tuning, while providing guaranteed robustness properties and avoiding trial-and-error gain selection. As disturbances, such as measurement noise, perturbations in the communication channels, and model mismatches, arise in any real-world application, the tuning procedure can be utilized for various distributed estimation problems in the context of DSE and other fields. 2) The method presented under Item 1 is employed to develop a robust distributed inertia estimation approach for interconnected power systems. Differing from similar approaches, the proposed scheme requires only peer-to-peer communication of local parameter estimates between neighboring control areas, avoiding the need for a central entity with access to global measurement information. The performance of the approach is validated by simulations. 3) A decentralized unknown input scheme for reconstructing the states of synchronous generators in a multi-machine power system along with critical machine parameters is proposed. Only phasor measurements from a substation near a power plant are required for this. Such a location is more accessible to system operators than the generator's terminal bus, which is the usual measurement location assumed in the literature. Lastly, the performance is validated in a simulation study and using real-world measurement data from the German high-voltage grid.</abstract>
    <abstract language="deu">Die weltweiten Bestrebungen zur Dekarbonisierung des Energiesektors führen zu weitreichenden Veränderungen in elektrischen Energienetzen. Dies verändert die Systemdynamik drastisch und erfordert innovative Echtzeitstrategien zur dynamischen Sicherheitsbewertung (DSB). Solche Verfahren sind für Netzbetreiber entscheidend, um den aktuellen Systemzustand zu bewerten und korrigierende oder präventive Betriebsentscheidungen zu treffen, die einen zuverlässigen, sicheren und kosteneffizienten Systembetrieb gewährleisten. Eine Schlüsselkomponente der Strategien zur DSB ist die dynamische Zustandsschätzung (DZS), die dazu dient, in Echtzeit kritische Systemzustände und -parameter wie z. B. die Trägheitskonstante oder die Zustände und Parameter von Synchrongeneratoren zu schätzen.&#13;
Vor diesem Hintergrund werden in der vorliegenden Arbeit regelungstheoretische Ansätze für die DZS entwickelt, die sich auf zwei zentrale Herausforderungen konzentrieren. Erstens wird das Thema der Trägheitsschätzung in elektrischen Verbundnetzen behandelt. Zweitens wird das Problem der dezentralen Zustands- und Parameterschätzung für Synchrongeneratoren betrachtet. Im Gegensatz zu einem Großteil der bestehenden Literatur werden analytische Konvergenzgarantien angegeben. Im Einzelnen sind die wichtigsten Beiträge dieser Arbeit die folgenden: 1) Es wird ein Entwurfsverfahren zur robusten verteilten Consensus + Innovations-basierten Parameterschätzung bei Vorliegen von Unsicherheiten entwickelt. Damit können die Verstärkungsfaktoren bei garantierter Robustheit systematisch ausgelegt werden und eine Bestimmung durch Trial-and-Error wird vermieden. Da Unsicherheiten wie Messrauschen, Kommunikationsstörungen und Modellunsicherheiten in jeder realen Anwendung auftreten, kann das Verfahren für diverse verteilte Schätzprobleme im Kontext von DZS und anderen Bereichen verwendet werden. 2) Die unter Punkt 1 vorgestellte Methode wird zur Entwicklung eines robusten verteilten Ansatzes zur Trägheitsschätzung in elektrischen Verbundnetzen eingesetzt. Im Gegensatz zu ähnlichen Verfahren erfordert dieser Algorithmus lediglich eine Peer-to-Peer-Kommunikation der lokalen Parameterschätzungen zwischen benachbarten Regelzonen, sodass keine zentrale Instanz mit Zugang zu globalen Messinformationen erforderlich ist. Die Performanz des Ansatzes wird durch Simulationen validiert. 3) Es wird ein dezentrales Verfahren zur Schätzung der Zustände sowie kritischer Parameter von Synchrongeneratoren mit unbekannten Eingangsgrößen hergeleitet. Dazu werden nur Messdaten eines zeitsynchronisierten Zeigermessgeräts benötigt, das in einem Umspannwerk in der Nähe eines Kraftwerks angeschlossen ist. Ein solcher Standort ist für Netzbetreiber leichter zugänglich als der Generatorausgang, welcher in der Literatur üblicherweise als Messort angenommen wird. Abschließend wird die Performanz des Verfahrens in einer Simulationsstudie und anhand realer Messdaten aus dem deutschen Hochspannungsnetz demonstriert.</abstract>
    <identifier type="doi">10.26127/BTUOpen-6911</identifier>
    <identifier type="urn">urn:nbn:de:kobv:co1-opus4-69114</identifier>
    <enrichment key="opus.source">publish</enrichment>
    <licence>Creative Commons - CC BY - Namensnennung 4.0 International</licence>
    <author>Maximilian Nicolai Lorenz Lorenz-Meyer</author>
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      <value>Online dynamic security assessment</value>
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      <value>Power grid monitoring</value>
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      <value>Dynamic state and parameter estimation</value>
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      <value>Dynamische Sicherheitsbewertung</value>
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      <value>Stromnetzüberwachung</value>
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      <value>Dynamische Zustands- und Parameterschätzung</value>
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      <value>Robuste verteilte Schätzung</value>
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      <value>Regelungstheorie</value>
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      <value>Sicherheit</value>
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      <value>Parameterschätzung</value>
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    <collection role="ddc" number="621">Angewandte Physik</collection>
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    <thesisPublisher>BTU  Cottbus - Senftenberg</thesisPublisher>
    <thesisGrantor>BTU Cottbus - Senftenberg</thesisGrantor>
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