考虑电网拓扑演化的连锁故障模型

针对OPA模型及其现有改进模型中未考虑电网拓扑演化的问题,提出了一种考虑电网拓扑 演化的连锁故障模型。该模型结合OPA模型和电网拓扑的时空演化模型,OPA模型用以模拟负 荷增长、线路改造等电网的演化过程和由于线路开断引起的连锁故障,时空演化模型用以模拟电网 的拓扑演化。基于改进后的OPA模型分析了不同的演化参数对电网连锁故障的影响,仿真结果 表明,中国北方电网与美国西部电网相比,小规模故障概率较大而大规模停电概率较小。本模型为 研究不同的电网规划方案和参数在较长时间尺度上对电网演化的影响提供了一种途径。     

用复杂网络理论分析电网连锁性大停电事故机理

针对世界上连续发生的电网连锁性大停电事故,论述了长期以来采用的还原法的思想方法已不完全适应对电网整体动态特性的研究。简述了复杂网络的基本概念;综述了应用复杂网络理论,对美国和中国电网大停电事故的部分数据统计分析的结果。发现电力系统的无标度特性:大停电的规模与出现的概率具有幂律特征,而电网的自组织临界性是发生连锁性大停电事故的内在动力。提出建立实时动态的全国沙堆模型,为预测大停电事故提供实时信息和应用复杂网络的控制理论对电网关键节点进行保护和控制,以缓解大停电事故发生的设想。     

电网运行断面的自组织临界态辨识和量化分析

电力系统自组织临界性表现在电网演化的长期过程和某个静态运行断面的运行过程2个方面。针对电网演化的长期过程进行连锁故障建模研究较为成熟,而针对静态运行断面进行连锁故障建模研究则较少。建立了一个基于去除慢动态过程的OPA模型,用于电网静态运行断面连锁故障的仿真计算。该模型不考虑电力系统的慢动态过程,而是基于某个静态断面进行仿真计算,单次仿真完成后系统重新恢复至原始运行断面,完成多次仿真后得到该运行断面下的大停电负荷损失分布数据。采用极大似然估计法和K-S检验法对大停电分布数据进行负荷损失累积概率分布律参数估计和检验,进而判断该运行断面下电网是否处于自组织临界态。然后针对处于不同自组织临界态的系统,建立了自组织临界态风险评估指标,将自组织临界态风险进行了数值化表征。     

考虑电力系统规划的OPA模型及自组织临界特性分析

为便于对电网连锁故障进行研究,介绍了与电网升级演化的触发息息相关的电力系统发展诊断指标,在此基础上提出一种改进OPA模型。该模型在慢动态环节加入电网规划的作用,模拟负荷变化、发电厂新建扩容、变电站新建扩容、输电线路新建改造等较长时间尺度上的电网演化升级过程;在快动态环节充分考虑调度、继电保护等在连锁故障过程中采取的措施及发挥的作用,模拟由于线路开断或短路、发电机退出运行等故障引发的连锁故障。利用所提模型对河南开封商丘地区220 kV及以上主干电网进行仿真测试,在长时间尺度上模拟电网演化升级的过程,同时统计不同升级触发阈值下的故障规模分布,从而求得系统临界状态所对应的触发阈值。仿真结果表明,文中所提的考虑电力系统规划的OPA模型能够较好地模拟电网生长演化,反映连锁故障产生和传播的过程,对未来的电网建设及大停电的整体预防有一定指导意义。     

基于OPA连锁故障模型的电力系统风险评估

连锁故障是大停电事故的主要诱因之一。本文在OPA连锁故障模型(ORNL-PSERC-Alaska,OPA)的基础上,分析连锁故障的演化机理,探讨大停电事故的复杂特性;通过考虑继电保护隐性故障和推导完整事故链进一步完善OPA模型;引入多种系统级的风险评估指标对仿真结果进行处理,在宏观层面上评估目标系统连锁故障风险;通过统计故障频次,辨识目标系统的薄弱环节。最后编写MATLAB程序,并以IEEE RTS96节点系统为算例,仿真得到不同运行条件下的连锁故障仿真结果,计算得到大停电风险评估指标,验证了评估方法的有效性。     

现代电力系统连锁性大停电事故机理研究综述

对现代电力系统连锁性大停电事故的机理进行了阐述。根据不同的建模出发点将连锁大停电的研究分成2大类:一类是基于潮流计算和稳定分析的研究,主要介绍了基于复杂系统理论的建模分析和模式搜索策略;另一类是基于电网拓扑的研究,主要论述了关于小世界网络模型和无标度网络模型的研究。最后探讨了一些可能的进行电力系统连锁故障研究所需要解决的关键技术问题。     

基于直流潮流的电力系统停电分布及自组织临界性分析

基于利用直流潮流模拟电力系统连锁故障的OPA模型,研究了电力系统线路可靠性、线路容量增加方式以及负荷波动对复杂电力系统停电分布的影响和电力系统的自组织临界性。结果表明:输电线路可靠性和小的负荷波动对停电分布影响不大,而大的负荷波动对停电分布影响很大,可能导致连锁故障的发生;加强传输线路的建设可以有效减少停电频率,进而降低系统的运行风险;此外,可从系统总负荷需求和网络总传输容量比值的角度初步揭示电力系统的自组织临界性。     

具有不同拓扑特征的中国区域电网连锁故障分析

为了得出小世界网络特性对电网发生连锁故障的影响，文中对几个具有小世界特征的电网和几个具有随机网络特征的电网进行了仿真分析，结果发现无论是具有小世界网络特征的电网还是具有随机网络特征的电网，在一定的条件下都表现出自组织临界性，即发生连锁故障的“故障规模-故障概率”分布曲线呈现出幂律特征。     

基于最优潮流的停电模型及自组织临界性分析

在分析现有停电模型不足的基础上,利用自组织临界理论和最优潮流(OPF),建立了电网连锁故障和停电模拟模型.该模型包含反映电网连锁故障的快动态以及电力系统发展的慢动态2个过程.IEEE 30节点系统的仿真表明:该模型的快动态能够模拟连锁故障过程,并从微观上揭示了快动态系统的自组织临界性;此外,以系统总负荷需求和网络总传输容量比值作为特征量,可从宏观上初步揭示互联电网的自组织临界性;进一步,提升线路输送能力可以有效地防止大规模停电灾变事故的发生,降低停电风险.     

考虑大停电风险的多阶段电网扩展规划方法

提出一种考虑大停电风险的多阶段电网扩展规划方法,并定义了一种幂律尾风险指标,通过评估停电规模尾分布的变化趋势来衡量规划方案的大停电风险。为了获取规划方案对应的停电统计数据,基于自组织临界理论构建了适用于多阶段电网扩展规划的OPA模型。该模型在慢动态中考虑了相邻规划阶段之间的耦合关系,在快动态中考虑了隐性故障,分别反映了长时间尺度内的电网扩展规划行为和短时间尺度内的连锁故障行为对系统全局动态特性的影响。另外,慢动态过程取消了基于平均效应的长期演化行为;快动态过程使用蒙特卡洛方法以获取足够多的停电数据。所提规划方法采用重要性采样技术和双层优化策略从不同层次减少规划流程的计算量。Garver 6节点系统的测试结果验证了所提规划方法的有效性。     

基于输电网扩展规划的OPA模型

针对已有利用直流潮流模拟连锁故障的OPA模型在慢动态过程中模拟线路升级方式的不足,提出一种基于输电网扩展规划的OPA停电模型。该模型不仅在模拟过程中考虑了通过增加传输容量升级线路,而且采用了输电网扩展规划方法新建线路实现电网升级,使慢动态模拟过程更加符合实际电力系统演化过程。用蒙特卡洛抽样方法获取快动态周期内每回线路的...     

一种改进的OPA模型及大停电风险评估

提出了一种改进的OPA模型,该模型由内外2层循环组成,其中内循环综合考虑电网潮流、调度、自动化和继电保护等因素的影响,能够描述系统的快动态;外循环则计及电网升级、运行方式、规划等因素的作用,能够刻画电网长期慢动态行为。进一步提出利用风险价值(VaR)和条件风险价值(CVaR)估计电力系统大停电风险,可以准确描述不同运行参数下电网安全运行水平,并给出总体预防灾变措施。对东北电网的仿真分析结果证明了改进OPA模型的正确性。     

安徽电网发展规划探讨

随着安徽省网负荷的迅速增长以及"皖电东送"战略的实施,优化骨干网架、合理分层分区已成为安徽电网"十二五"规划的重点.探讨了安徽骨干电网发展规划、地区电网规划演变趋势,阐述了如何进一步深入做好电力规划的设想.     

一种复杂电力网络的时空演化模型

网络拓扑对电力网络的脆弱性和鲁棒性有重要影响,当前经典网络模型与实际电力网络有较大差异.基于电力网络本身的演化机理,对BA无标度网络模型进行扩展与改进,构造了一种复杂电力网络的时空演化模型.提出网络生长点的概念,将其定义为靠近网络中原有节点但并未被占据的位置.新节点加入时,其坐标从网络生长点中随机选择;已有节点与新节点连接的概率由该节点的度数和该节点与新节点间的物理距离共同决定.分析了该模型的统计学特性,通过美国西部电网、中国北方电网与几种典型网络模型在平均度数、聚类系数、特征路径长度和度分布曲线等方面的对比,验证了新模型能很好地反映电力网络的演化规律.     

复杂电网级联事故下的重要线路辨识

实现电网级联事故中的关键输电线路准确辨识,对大范围的电力供应中断事故的预防及控制有着重要意义。首先,运用能量函数,结合直接法的建模思路,将事故过程中的潮流转移、电压波动等诸多复杂电气量变化统一至能量函数框架内,准确量化线路之间的能量关联关系,构造出适用于级联事故分析的复杂网络模型;然后,在PTDF网络能力的启发下,以上述复杂网络模型为执行环境,提出线路能量流量的概念,用于评估网络线路在级联事故发生过程中的关键程度;最后,通过改进OPA模型在IEEE-39节点系统进行级联事故仿真,并求取Pearson相关系数,验证了线路重要度指标的有效性,为电网安全运行和稳定性控制控制提出合理化建议。     

考虑区域性的复杂电力网络演化模型

电力网络是典型的复杂网络,当前经典的复杂网络模型与实际的电网之间存在较大差异。从电力网络本身的演化机理入手,提出并研究了一种改进的复杂电力网络演化模型。该模型针对现实电网具有区域性的情况,以地理区域重新定义"邻域";考虑到新建厂站接入电网时需综合稳定性和经济性因素,在新节点加入时,引入概率q,以达到二者的平衡。理论分析表明,该模型的度分布可实现指数分布到幂律分布的过渡,且幂律指数在3～∞可调。对美国西部电网和中国华东电网的仿真结果显示,该模型的度分布与实际电网更相符,能更好地反映电力网络的演化规律。     

基于改进复杂网络模型的电网关键环节辨识

为了更好地揭示电网复杂形态下的特性以及辨识可能触发电网大规模事故的关键环节,通过功率传输路径、功率加权传输距离、路径传输能力的定义对已有的电网复杂网络模型进行改进,使之符合电网基本电气规律和满足物理特性约束。进而基于改进的电网复杂网络模型建立了包含距离度、能力度、枢纽介数、距离介数和能力介数的电网关键节点和支路的评价指标集,使之能准确考虑节点和支路在电网结构和运行中的地位和作用。利用所述模型对IEEE典型系统以及某省级电网进行建模和关键环节辨识,取得了较好效果,并通过与现有方法的对比验证了算法的合理性与有效性。     

Comparing dynamics of cascading failures between network-centric and power flow models

Small initial failures in power grids can lead to large cascading failures, which have significant economic and social costs, and it is imperative to understand the dynamics of these systems and to mitigate risks of such failures. We directly compare two prominent models for cascading failures in power grids: a power flow model – ORNL–PSerc–Alaska (OPA) and a complex networks model – Crucitti–Latora–Marchiori (CLM). Quantitative comparison of these two models is not trivial and has not been previously performed, so we present a method to quantitatively compare the two using transmission capacity as a common variable. Primarily, we find that the two models exhibit similar phase transitions in average network damage (load shed/demand in OPA, path damage in CLM) with respect to transmission capacity, sharing a common critical region and similar transitions in probability distributions of network damage size. Furthermore, we find that both OPA and CLM reveal similar impacts of network topology, size and heterogeneity of transmission capacity, with respect to vulnerability to large cascades. Thus, our analysis indicates that the CLM model, despite neglecting realistic power flow assumptions and exhibiting differences in behaviour at the local scale, nonetheless exhibits ensemble properties which are consistent with the more realistic OPA fast-scale model. Given the advantages of simplicity and scalability of CLM, these results provide impetus for the use of complex networks models to study ensemble properties of cascading failures in larger power grid networks.     

偏远地区配电网容载比的算法改进模型

由于我国边远地区现状经济落后、负荷分散,容载比普遍偏高,并高于《城市电力网规划设计导则》(以下称《导则》)中推荐的1.8-2.1的取值范围。《导则》中给出了容载比计算的普适模型,但对偏远地区容载比的计算并不适用。介绍了一种容载比的算法改进模型。该模型在《导则》给出的容载比计算模型的基础上做出修正,充分考虑到偏远地区经济不发达、供电范围大、人口稀疏、负荷分散、网络损耗大等影响因素,使容载比的计算结果更契合当地的电网现状和用电水平,更好地指导电网规划和建设,对偏远地区电网的良性运行和长远发展有一定的参考价值。