Hemin Golpira

In recent years, optimal energy management in multi-purpose energy hubs has become a key issue in the development of modern energy systems, particularly with the growing emphasis on achieving economic efficiency, environmental sustainability, and enhanced network flexibility. In this context, the development of advanced decision-making tools capable of simultaneously addressing multiple conflicting objectives is of great importance. Although numerous studies have explored the planning and operation of energy hubs, the integration of distributed generation resources, energy storage systems, and demand response programs, several critical challenges remain insufficiently addressed. These include the uncertainty of renewable generation, inter-hub energy exchange, and the simultaneous consideration of both cost and environmental impact in a unified framework. This study proposes a comprehensive and multi-objective mathematical model for the optimal planning and management of interconnected energy hubs. The proposed model incorporates renewable distributed generation, electrical and thermal storage systems, and demand-side flexibility, while also enabling the exchange of both electrical and thermal energy between hubs. The model leverages optimization techniques to reduce operational costs, limit pollutant emissions, and improve system reliability under various operational scenarios. Simulation results demonstrate that the proposed approach effectively enhances the overall flexibility and resilience of the energy network, while significantly lowering operational expenses and reducing environmental impact. Overall, the developed framework serves as a powerful decision-support tool for sustainable energy planning in urban and industrial contexts. It contributes to bridging the gap in existing literature by offering an integrated solution that simultaneously addresses economic, environmental, and operational aspects of future energy systems..

Low-frequency electromechanical oscillations remain a significant challenge in today’s interconnected power systems. In particular, inter-area modes can critically affect power transfer between regions, and if inadequately damped, pose a serious threat to the dynamic stability of the system. Therefore, the design of effective damping controllers is essential for maintaining system security. Moreover, as power systems continually evolve, it is imperative that controllers adapt to changing operating conditions. This dissertation presents a novel three-stage framework for designing optimal distributed damping controllers (ODDC) with the objective of enhancing the damping ratios of critical inter-area modes while minimizing communication links. The inherent structural constraints render the control design problem non-convex, making the identification of an optimal communication topology among control units a persistent challenge. To address this, the ODDC problem is formulated as a structured Linear Quadratic Regulator (LQR) with communication constraints and is convexified using graph-based Semidefinite Programming (SDP) techniques. In contrast to prior works that perform control design over the entire network without partitioning, this study first identifies coherent areas using a data-driven Center-of-Gravity (COG) approach based on dynamic response analysis. Generators are grouped based on their relative distances from the dynamic COG and quantified via a coherency coefficient. This preprocessing enables the decomposition of the system into homogeneous dynamic subsystems and aligns the controller’s architecture with realistic network structures such as star or ring topologies. This regional decomposition elevates the model structure from a two-dimensional problem (generator–controller) to a more realistic three-dimensional framework (area–generator–controller), enhancing both accuracy and feasibility. Despite the added complexity, the use of sparse graphical structures with low treewidth enables efficient solution of the problem with acceptable computational overhead. Furthermore, to ensure sustained performance under varying operating conditions, a hybrid clustering-based framework is introduced for online adaptation of controller gains, driven by modal information extracted from Wide-Area Measurement System (WAMS) data. The proposed method is validated on the IEEE 39-bus benchmark system. All simulations—including small-signal analysis, non-convex problem solving, mode identification, and controller adaptation—are conducted using MATLAB. Results demonstrate that the proposed distributed control structure, even with a single communication link between two coherent areas, can increase the damping ratios of two critical inter-area modes beyond the standard threshold (0.1). Moreover, the controllers maintain effectiveness under operating condition changes. In scenarios where the original controllers become suboptimal, the trained update module can successfully re-tune the controller gains while preserving the previously optimized communication topology. These findings highlight the effectiveness, adaptability, and implementability of the proposed method in large-scale and dynamically evolving power systems, offering a practical solution for enhancing system stability under varying operating conditions.

This thesis proposes signal processing and artificial intelligence-based approaches to address the contribution of inverter-based resources (IBRs) in the system frequency response model. It is assumed that the IBRs are aggregated in a dynamic virtual power plant (DVPP). The DVPP is a new entity that can be invoked by a system operator to provide ancillary services. Current frequency response models in the presence of IBRs are computationally complex and neglect the synchronization dynamics between conventional synchronous generators and IBRs. In conventional frequency response models, the interactions between generators were formulated through a single synchronization coefficient. However, in modern power systems, the interaction between generators and IBRs in virtual power plants should be represented by a 2x2 synchronization coefficient matrix. This report calculates the synchronization coefficient matrix using optimization algorithms and neural networks in the first method and signal processing in the second method. More specifically, optimization algorithms are used to calculate the coefficients at various predetermined operating points, which are then fed into a neural network for training purposes, enabling online extraction of the frequency response. The proposed approach is characterized by its low computational burden and complexity, which is crucial for accommodating various levels of IBR penetration.

With the advancement of modern technologies and the increasing need to optimize energy resources, the role of microgrids in energy management and enhancing the efficiency of power systems has gained significant importance. This dissertation develops novel methods for the participation of an intermediary entity representing microgrids in the energy market and presents innovative models for forecasting day-ahead market prices and optimizing energy exchanges in multi-microgrid systems. In the first phase, deep LSTM networks are employed to forecast day-ahead market prices, based on which the integrated exchange capacities of the multi-microgrids are determined hourly. Additionally, real-time pricing is applied through reinforcement learning to manage short-term market fluctuations and maximize profits in energy market transactions. In the second phase, the SVM algorithm is used for price forecasting, while exchange capacities are determined using the probabilistic normal distribution of prices. Stochastic decision-making and the Monte Carlo method are employed to manage long-term market uncertainties and maximize profitability under dynamic market conditions. Dynamic pricing serves as a complementary strategy to address long-term fluctuations and improve transaction stability. Market settlement is carried out based on the prices set by the intermediary entity or tariffs determined for participation strategies in the energy market. This process involves interaction between the market operator and the intermediary entity, using quantile regression to estimate market transaction volumes and optimize the adjustment coefficient. Finally, adaptive optimization, leveraging the optimized adjustment coefficient, ensures a fair settlement price that guarantees profitability and reduces financial risks. This dissertation presents a comprehensive and intelligent model for the participation of microgrids in the energy market, facilitating the management of fluctuations and financial risks and paving the way for profitable energy exchanges. For the first time, it introduces a hybrid approach that combines real-time and dynamic pricing with adaptive optimization, enabling accurate price forecasts, fair transaction adjustments, and improved participation efficiency of microgrids in the energy market.

The simultaneous exploitation of various energy transmission and production infrastructures, such as gas and electricity networks, is an issue that has been raised under the concept of energy hub. Today, the energy hub as a framework in which the production, conversion, storage and consumption of different energy carriers is carried out, as a vision of the future safe energy system, has attracted the attention of many researchers. The profitability of energy hubs in the presence of various uncertainties that become more intense with the presence of various types of energy carriers is one of the issues that investors in this field care about. This research has analyzed and classified the latest innovative research achievements in this field. A review of researches in the field of long-term energy hub planning, optimizing the use of this innovative infrastructure connecting energy carriers and micro and macro energy hub concepts are presented in this thesis. In the continuation of this thesis, an energy hub consisting of electrical, heating and cooling parts along with wind and solar renewable energy sources, the interaction of electricity and gas energy with the grid and also the load response program are modeled. Operating costs and environmental pollution are considered as objective functions. The use of superconducting storage, the operation of the desalination system and the interaction of charging and discharging of electric vehicles are among the main ideas of this thesis. In order to solve the mentioned problem, the combination of fuzzy method and particle swarm algorithm is used. The obtained results indicate the optimal utilization of the studied hub's energy along with the minimization of environmental pollution.

هنگامی که یک وضعیت جزیره‌ای ناشی از یک خطای ناخواسته در یک شبکه توزیع فعال با تولید پراکنده رخ می‌دهد، پایداری فرکانس و مسائل حفاظتی چالش برانگیز خواهد بود. از این رو، این پایان‌نامه بهبود فرکانس شبکه توزیع فعال با حضور منابع تولید پراکنده را با استفاده از یک روش بارزدایی دو مرحله انجام داده و در ادامه از یک سیستم ژنراتور سنکرون مجازی جهت ایجاد اینرسی مجازی در شبکه و حداقل‌سازی بارزدایی در مسیر رسیدن به پایداری فرکانس تحت شرایط جزیره‌ای ناشی از خطاهای غیرعمدی ارائه می‌شود. کنترل اینرسی مجازی بر مبنای معادله نوسان انجام گرفته است تا اینرسی مجازی را تولید کند و اینرسی سیستم را برای افزایش حاشیه پایداری جبران کند. روش پیشنهادی بوسیله نتایج شبیه‌سازی در نرم‌افزار متلب تأیید و پایداری فرکانس و افزایش کاهش بار بدرستی حاصل می‌گردد. این مطالعه ابتدا در سه سناریو برای بارزدایی دو مرحله‌ای بدون عدم حضور اینرسی مجازی انجام گرفته و در مرحله بعد این سناریوها در حضور اینرسی مجازی مورد ارزیابی قرار می‌گیرند. نتایج شبیه‌سازی نشان می‌دهد که کنترل اینرسی مجازی پیشنهادی می‌تواند به طور موثر فرکانس و پایداری گذرا را در شرایط جزیره‌ای بهبود بخشد، و تعداد بارهای قطع شده را کاهش دهد.

حفاظت پشتیبان ناحیه-وسیع مبتنیبر PMU در حضور منابع تجدیدپذیر در سیستم قدرت

تحت فشارهای محیطی و اقتصادی، سیستم قدرت در بیشتر اوقات با ظرفیت کامل بارگذاری می شود. به همین دلیل میرایی ضعیفی دارد. بنابراین، پایداری سیستم قدرت را می توان عمدتا به عنوان ویژگی یک سیستم قدرت تعریف کرد که به آن اجازه می دهد در شرایط عملیاتی عادی در شرایط پایدار باقی بماند و پس از ایجاد اختلال، حالت تعادل کافی را به دست آورد. پایدارسازهای سیستم قدرت (PSS) باید بتوانند سیگنال های پایداری مناسب را در طیف وسیعی از شرایط عملیاتی و اغتشاشات ارائه کنند. با افزایش تقاضای برق و نیاز به فرمان دهی سریع تر و انعطاف پذیرتر سیستم در شرایط رقابتی، سیستم های قدرت فعلی می توانند به شرایط استرس کمتری نسبت به سال های گذشته دست یابند که دلیل این امر افزایش کنترل-کننده های مختلف در سیستم قدرت است. اغتشاشات ناگهانی باعث می شود که سیستم ناپایدار یا نوسانات ضعیفی را دارا باشد که بیشتر در سیستم های قدرت الکتریکی در سراسر جهان، این اتفاق رخ می دهد. در سال های اخیر، با توجه به توسعه سریع تکونولوژی های کامپیوتری، استفاده از ابزارهای بهینه سازی برای کمک به اجرای کنترل پایداری سیستم قدرت امکان پذیر شده است. علاوه بر PSSها، ادوات انعطاف پذیر سیستم قدرت (FACTs) نیز از عوامل بسیار مهم برای افزایش پایداری سیستم قدرت هستند. در این پروژه به بررسی تنظیم پارامترهای پایدارساز سیستم قدرت و همچنین استفاده از عناصر انعطاف پذیر خطوط انتقال جهت بهبود پایداری و کاهش تلفات و مقایسه آنها با تنظیم پارامترهای پایدارساز سیستم قدرت، انجام می گیرد.

محاسبات سطح نفوذ منابع تولید پراکنده ابزاری کارآمد در راستای موقعیتیابی و تعیین مناسب- ترین سایز برای نصب منابع تولید پراکنده در شبکه توزیع میباشد. سطح نفوذ پایین منابع تولید پراکنده تا میزان 5 درصد اثر آنچنانی بر روی سیستم نخواهد داشت، اما در سطوح نفوذ باالتر، منابع تولید پراکنده میتوانند اثرات چشمگیری بر روی بهرهبرداری پایدار و مناسب سیستم داشته باشند. این موضوع چالشهای قابل توجهی را بر روشهای موجود در طراحی و بهرهبرداری سیستم قدرت تحمیل نموده است. اتصال منابع تولید پراکنده به شبکه، پخش بار سیستم را دوجهته خواهد کرد و کنترل سیستم، ظرفیت اتصال کوتاه، پروفایل ولتاژ، تراکم خطوط و تنظیمات سیستم حفاظتی را تحتالشعاع قرار خواهد داد. در این تحقیق روش پخش بار مستقیم به منظور تعیین مناسبترین سطح نفوذ منابع تولید پراکنده در سیستمهای توزیع با لحاظ نمودن معیارهای انحراف ولتاژ به کار گرفته میشود

حفظ امنیت سیستم های زیرساختی مانند شبکه های برق در برابر وقوع حوادث عادی که با اثر کم و البته با احتمال زیاد رخ می دهند، از دیرباز مدنظر طراحان و بهره برداران این سیستم ها بوده است. اما، عملکرد این سیستم ها همچنان با وقوع اغتشاشات شدید به شدت مختل می گردد. بنابراین ضروری است که هم در مرحله طراحی و هم در مرحله بهره برداری از این سیستم ها، رفتار سیستم در شرایط وقوع حوادث شدید مطالعه شده و در صورت نیاز تمهیدات لازم جهت رفع کاستی ها اندیشیده شود. این رفتار به عنوان یک ویژگی جدید با نام تاب آوری یک سیستم زیرساختی شناخته می شود. تاب آوری به عملکرد زمانی یک سیستم شامل استقامت، آسیب پذیری و برگشت پذیری در شرایط وقوع یک اغتشاش شدید اشاره دارد. در سیستم های قدرت سنتی این مفهوم بیشتر با حوادث با اثر زیاد و احتمال کم طبیعی مانند سیل، زلزله، طوفان و ... در ارتباط بود. با پیشرفت صنعت، از جمله در کشورهای پیشرفته، به مرور سیستم های کامپیوتری پیشرفته و هوشمند جایگزین سیستم های سنتی گردید. سیستم های قدرت و شبکه های برق نیز از این قاعده مستثنی نبودند و شبکه های هوشمند جایگزین شبکه های سنتی گردیدند. با هوشمند شدن شبکه های برق، نمونه ای دیگر از حوادث با اثر زیاد و احتمال کم در شبکه های برق تحت عنوان حملات فیزیکی و سایبری نمود پیدا کردند. از آنجا که سیستم های هوشمند شامل تجهیزات کنترلی و مخابراتی هستند، بنابراین احتمال نفوذهای سایبری به شبکه-های برق وجود دارد و از این رو بررسی حملات سایبری در شبکه های برق در طول سالیان اخیر مورد توجه قرار گرفته است. بیش ترین تجهیزات هوشمند سازی شبکه های برق در سطح شبکه توزیع انجام شده است و مفهوم شبکه هوشمند ارتباط بسیار نزدیکی با شبکه های توزیع دارد. در این پژوهش سعی شده است که یک چهارچوب برای تقویت تاب آوری شبکه توزیع در مقابله با حملات سایبری ارائه شود.

برنامه ریزی تصادفی مبتنی بر ریسک ریزشبکه ها در بازارهای برق

با توجه به عدم قطعیت بار و تولید در ریزشبکهها، احتمال کمبود تولید و اضافه بار یا اضافه تولید وجود دارد. تحت چنین شرایطی به غیر از بار زدایی یا از مدار خارج کردن واحدهای تولیدی، گزینههای ممکن دیگر برای کنترل یک ریزشبکه، حمایت خارجی در قالب تبادل توان از/ به یک یا گروهی از ریزشبکههای همسایه است. در این رساله، مدیریت بهینه تبادل توان در ریزشبکههای چندگانه به منظور بهبود شاخصهای اقتصادی و قابلیت اطمینان انجام شده است. برای بررسی دقیق شاخصهای اقتصادی و قابلیت اطمینان، ابتدا، روش شبیهسازی مونتکارلو بررسی شده است. برای رفع کاستیهای این روش، روش جدید ارزیابی قابلیت اطمینان در شبکههای فعال ارائه شده است که نسبت به روشهای شبیه سازی دقت بیشتری دارد و دارای جواب یکتا است. برای ارزیابی اثر مدیریت تبادل توان روی شاخصهای اقتصادی و قابلیت اطمینان ریزشبکهها، شاخصهای جدید تعریف شده است. سپس، تأثیر تغییرات قیمت فروش برق روی شاخصهای انرژی تأمین نشده و هزینه قطع مشترک در ریزشبکههای چندگانه در حالتهای مجزا از شبکه سراسری و متصل به شبکه سراسری بررسی شده است. در ادامه، الگوریتم تبادل توان بین ریزشبکههای چندگانه بر مبنای ارزش بار قطع شده و قیمت فروش برق ارائه شده است. در این الگوریتم زمانی تبادل توان بین ریزشبکهها انجام میشود که اولاً، ارزش بار قطع شده بیشتر از هزینه های خرید برق باشد. ثانیا،ً اولویت تبادل توان بین ریزشبکههایی است که بیشترین کاهش هزینه قطع انرژی را داشته باشند. این الگوریتم در حالتهای مختلف ریزشبکههای چندگانه و تحت سناریوهای مختلف قیمت برق بررسی شده است. در تمام حالتها و سناریوهای مختلف، اثر خودکار کردن کلیدها روی شاخصهای اقتصادی و قابلیت اطمینان بررسی شده است. در انتها، کارایی روشهای ارائه شده روی شین دو شبکه توزیع RBTS بررسی شده است. نتایج نشان میدهد که روش ارزیابی جدید دارای دقت بالایی است و با مدیریت بهینه توان میتوان شاخصهای اقتصادی و قابلیت اطمینان ریزشبکه ها را بهبود بخشید

Over the past few decades, because of the occurrence of global outages around the world, the issue of frequency stability has become one of the most serious concerns of the power system operations. Growth of electrical energy demand, electricity markets and economic and environmental constraints in constructing new transmission lines, have brought power systems closer to their stability limits. In such situations, online analysis and monitoring of stability status is essential in order to ensure a safe and stable operation. With advances in communication systems, it is possible to measure voltage and current phasors synchronously in widearea systems. The online estimation of stability indicators to assess system stability is one of the most important applications of the widearea monitoring system, which helps system operator to perform appropriate control actions to maintain system security. In this thesis, a method for estimating the frequency stability indices, including the Rate of Change of Frequency (RoCoF) and the minimum (maximum) frequency and its occurrence time for a power system is presented. The proposed method only evaluates the behavior of the frequency dynamics of the system using the data measured by the PMU units without any information about the network structure. For this purpose, it is assumed that the PMUs have the ability to send data at a rate of 50 frames per second. The efficiency of the proposed method is shown on a two area power system and a 16-machine system. Simulation results show the high accuracy of the proposed method over a period of time that is less than the time of the occurrence of the desired dynamics.

شبکه های برق جهت تأمین تقاضای انرژی با قابلیت اطمینان، امنیت و کیفیت قابل قبول برای سال های آتی، ملزم به توسعه سیستم های تولید، انتقال و توزیع می باشند. ازاین رو برنامه ریزی توسعه سیستم های قدرت به سه بخش برنامه ریزی سیستم های تولید، انتقال و توزیع تفکیک می شود. به طور خلاصه می توان گفت که هدف از برنامه ریزی تولید، یافتن یک برنامه ریزی بهینه اقتصادی توسعه تولید برای تأمین مقدار بار پیش بینی شده در یک افق زمانی است و هدف از برنامه ریزی انتقال، توسعه خطوط انتقال است به گونه ای که مقدار تولید تأمین شده را بتوان بدون ایجاد اضافه بار خطوط و با کمترین هزینه منتقل کرد. از طرفی از دیدگاه جنبه های فنی، طرح حاصل از برنامه ریزی توسعه شبکه باید با در نظر گرفتن میزان رشد بار، علاوه بر کمینه کردن میزان قطع بار، منجر به عرضه انرژی مطمئن و باکیفیت به مشتریان در سال هدف شود. برای دستیابی به چنین طرحی، در نظر گرفتن تحولات اخیر صنعت برق، ازجمله افزایش روزافزون منابع تولید پراکنده (DG)، ضروری است. این منابع از طریق حذف بخشی از هزینه های سرمایه گذاری و هزینه های متغیر بهره برداری (هزینه سوخت) و هم چنین کاهش تلفات الکتریکی، به دلیل نزدیکی تولید به مصرف انرژی، بر روند برنامه ریزی توسعه شبکه انتقال تأثیر قابل توجهی دارند. از طرفی نفوذ بالای منابع تجدید پذیر و پراکنده که اکثراً بر پایه مبدل های الکترونیک قدرت هستند، اینرسی و میرایی کل سیستم های قدرت سنتی را کاهش می دهند، بنابراین سیستم های جدید به خطاها و اغتشاشات حساس تر شده، نرخ تغییرات فرکانس افزایش یافته و حاشیه پایداری سیستم کاهش می یابد، درنتیجه در نظر گرفتن پایداری فرکانس امری ضروری است. لازم به ذکر است گرچه، تحلیل پایداری در سیستم قدرت برای برنامه ریزی توسعه شبکه انتقال کوتاه مدت و میان مدت استفاده می شود اما با افزایش بار و پیدایش بازار برق، شبکه های انتقال هرچه بیشتر به حد بهره برداری خود نزدیک شده اند، لذا لازم است برای سیستم قدرت ساده، حتی در برنامه ریزی بلندمدت، مطالعات پایداری لحاظ شود. درحالی که مطالعات قابل توجهی درزمینه ی برنامه ریزی توسعه شبکه انجام شده، تنها تعداد انگشت شماری از مطالعات به بررسی پایداری و تولیدات پراکنده در شبکه پرداخته اند. حال آن که تولیدات پراکنده تأثیر قابل توجهی بر هزینه برنامه ریزی سیستم دارد. یکی از دلایل کمبود مطالعات در این زمینه ، نبود مدلی مناسب برای تولیدات پراکنده از دیدگاه شبکه بالادست است که در این پایان نامه به آن پرداخته می شود. در این پایان نامه برنامه ریزی توسعه تولید با استفاده از نرم افزار WASP انجام شده است. این نرم افزار تنها به برنامه ریزی بر اساس نیروگاه های سنتی با در نظر گرفتن شاخص های قابلیت اطمینان می پردازد و توانایی در نظر گرفتن منابع تولید -پراکنده را ندارد. ازاین رو برای لحاظ کردن این منابع ابتدا با استفاده از نتایج عددی، معادل دینامیکی منابع تولید پراکنده از دیدگاه پایداری فرکانس شبکه بالادست به دست آورده می شود و به کمک آن حداکثر توان تولیدی تولیدات پراکنده یا به عبارتی دیگر حداکثر میزان نفوذ تولیدات پراکنده به دست می آید، سپس باهدف حداقل سازی هزینه کلی، برنامه ریزی دینامیکی تولید تک شینه را برای مابقی بار مازاد انجام خواهیم داد و درنهایت به برنامه ریزی دینامیکی توسعه خطوط انتقال خواهیم پرداخت. با اعمال مدل و روش پیشنهادی بر روی سیستم قدرت شش شینه گارور و تحلیل نتایج، کارآمدی آن ها بررسی شده و تأثیر نفوذ تولیدات پراکنده بر مسئله برنامه ریزی مشخص شده است.

Environmental, technical and economic issues have led power systems to replace conventional synchronous generators with renewable energy sources. In the presence of significant penetration of such sources, which are mainly connected to the network through electronic power interfaces, low inertia levels along with variable generator resource production and continuous load changes can lead to frequency fluctuations. Virtual inertia is known as one of the useful auxiliary services for improving frequency response. While significant studies have been done on how to provide virtual inertia through various control equipment and approaches, only a handful of studies are about the placement of virtual inertia in the network. However, the optimal placement of virtual inertia has a significant impact on system efficiency and effectiveness. One of the reasons for the lack of studies in this up-to-date and new field is the lack of a suitable model for virtual inertia from the perspective of the above network, which is discussed in this dissertation. Due to the widespread use of distributed generation resources in recent years, the use of energy storage systems has received attention. Energy storage systems have different specifications and applications, one of which is to help adjust the frequency and improve the frequency dynamics. The main challenge in using such systems is to determine the optimal size and location of their installation to help improve frequency stability with the least capacity. In this study, a model of equations based on practical results for the energy storage generator of virtual inertia is proposed. Optimal placement of virtual inertia is considered as a technical-economical issue and according to the considerations related to storage systems, including annual costs, lifespan and charge status, and with the aim of improving frequency stability with the least storage capacity. In this regard, considering the two cases of frequency stability indicators, the minimum virtual inertia required for the areas that have violated the indicators within the allowed limits has also been determined. After validating the model by comparing the results of the simulation with the results of the storage systems available in the laboratory, the proposed model and method is linearly applied to the three-zone power system as well as a nonlinear system. Analysis of the results shows the importance of the location and value of the inertia added to the system, and finally the efficiency of the virtual inertia placement method and its optimal value to improve the frequency stability after the disturbance has been determined.

increasing demand for electrical energy, emissions on environmental pollution caused by fossil fuels, reduction of fossil fuel resources, resilience requirements to supply sensitive loads whether in fault occurrence or transient conditions, green energy production, efficiency increasing in power transmission and production (rather than traditional power system and transmission lines) and so on are the main power points of the advent of the microgrid concept. Integration of microgrids and its impacts on main grid introduce some acute challenges to traditional power systems. One of these in islanded microgrids is the variable amount of inertia's value. Moreover, intermittence nature in electric power production by renewable energy resource and overall uncertainty which exists in these systems, highlights emergency situations is islanded microgrids. So, to prevent the microgrids collapse in emergency situations, load shedding has been introduced as a common strategy. Calculation the unbalanced power by the generation-demand index and swing equation are one of the popular solutions in the load shedding strategies. But, the intermittence value of inertia in microgrids introduces basically drawbacks to solve swing equation, while there is no such a problem in solution of swing equation in power systems. Towards, an estimation based algorithm to achieve inertia value and unbalanced power compensation in multi-step load shedding is presented to stabilize microgrids with intermittence-inertia characteristic. Validation of the proposed method is investigated under various scenarios. The location of shredded loads is also studied. Finally, capability and flexibility of the proposed algorithm on the inverter-based microgrids and microgrids without inertia are investigated.

With the advent of automatic voltage regulators in power systems, a new type of instability called oscillation instability or small signal appeared in power systems. Power system stabilizers have been added to power systems to eliminate low frequency fluctuations and thus improve the small signal stability. Given the discrepancy between the behavior of the two controllers, coordination between the two is essential to maintaining stability under different working conditions. Today, the use of wind energy is more important than other renewable energy sources and is expanding. The entry of wind turbines into power systems and the significant effects of these turbines on system dynamics as well as increasing system uncertainties, the need for a comprehensive dynamic analysis as well as appropriate and independent criteria from the type of error and the system under study to coordinate among these controllers in large power systems, is even more important. This study provides a new control method and criterion for the stable coordination of the power system and the automatic voltage regulator in large-scale power systems. Criteria provided using system behavior after fault occurrence and how the system moves on the generator rotor angle change (phase) - generator terminal voltage changes (portrait of system mode space) plate, a powerful and independent tool from the coordination of studied system is introduced. The criterion is obtained by the mathematical equations governing the power system and used to design a robust controller. The control algorithm provided by combining the two strategies of switching and negative feedback provides a robust way against load/generation changes. The switching strategy used in this study, in contrast to fixed-time switching methods, using system behavior and based on the angle between voltage changes and phase changes, helps to improve the performance of the system based on any possible errors. The robust and efficient performance of the controller provided in terms of generation and load changes in the standard IEEE 68 bus system is confirmed by mathematical calculations.