暂态稳定风险评估在南方电网的应用探讨

介绍了暂态稳定分析中的随机因素以及相应的建模方法,用安稳装置主动停电造成的损失代替系统失稳后不受控停电的损失,建立了暂态失稳给发电方、输电方、用户及整个系统造成损失的后果模型,并在此基础上建立完整的暂态风险评估模型,兼顾了电力系统运行的安全性和经济性。最后以广西龙滩电厂送出断面为例,对该方法在南方电网的应用进行了探讨。     

电力系统暂态稳定性概率评估方法的研究

传统的暂态稳定性分析方法难以反映电力系统故障的随机特性.暂态稳定评估的概率方法是对传统方法的重要补充,但其计算量较大.文章通过分析故障切除时间的统计特性和不同类型故障的严重程度提出了基于归一化暂态能量函数的暂态稳定性概率评估策略.该策略只需对系统中的一'小部分严重故障进行暂态稳定性计算,因而能够极大地提高暂态稳定概率分析的效率.文章通过新英格兰10机39节点典型系统的算例说明了该评估策略的有效性和实用性.     

暂态稳定分析中的风险评估方法

首先讨论了暂态稳定分析中传统确定性方法存在的问题,以及在市场环境下概率性暂态稳定分析方法的不足,在此基础上引入了暂态稳定分析中的风险评估方法,重点介绍了暂态稳定分析中的随机因素以及相应的建模方法,并建立了市场条件下系统暂态失稳给发电方、输电方、用户及整个系统造成损失的后果模型.最后对暂态稳定分析中的确定性方法、概率性方法以及风险评估方法进行了系统性的比较.     

基于暂态能量裕度灵敏度计及暂态稳定约束的优化潮流计算

提出了一种基于暂态能量裕度灵敏度的含有暂态稳定约束的优化潮流算法.它用时域仿真法对系统进行暂态稳定分析,提前滤除不失稳故障,并结合混合法计算失稳故障的能量裕度.依据最严重故障的能量裕度与发电机有功出力变化量的近似线性关系及能量裕度对发电机有功出力的灵敏度来调整发电机的有功出力.在计算程序中充分运用变步长搜索策略提高了计算效率,对考虑多个预想故障的含有暂态稳定约束的优化潮流问题具有良好的全局收敛性.最后通过IEEE 30节点系统和IEEE 57节点系统验证了该方法的有效性.     

电网暂态相继失稳风险评估及协调阻断方法研究

以跨区互联电网为背景,以阻断电网发生暂态相继失稳、降低发生大停电事故风险、减少系统失稳控制代价为目的,提出了一种基于多代理技术的电网暂态相继失稳协调阻断方法。该方法首先基于确定性和风险分析方法,搜索多种工况下电网发生严重故障导致系统功角失稳情况后在相继事件作用下可能发生的暂态相继失稳模式及其事故链。然后,基于EEAC分群理论对控制策略进行搜索,解决不同失稳模式下的控制策略冲突问题,利用EEAC量化分析工具对不同控制措施进行排序。最后,以系统总风险最小为目标对预防控制和紧急控制进行协调优化。仿真验证了该方法的可行性。     

基于能量函数的暂态稳定概率分析方法

考虑到系统故障类型，故障位置，故障切除时间以及系统负荷水平的随机特性，传统的确定型稳定分析方法不足以反映系统的这些概率特性，因此概率稳定分析是对传统确定型稳定性分析方法的一种重要补充，文中提出一种基于能量函数的暂态稳定概率评估方法，分析了能量裕度与故障切除时间之间的变化规律，并用一待定系数的函数关系式，通过少数的系统采样来确定其函数关系。同时考虑断路器动作时间的不确定性因素，提出了一种计算故障后系统稳定概率的方法。与传统的蒙特卡罗概率分析方法相比，该方法不需要大量的仿真计算，大大减少了稳定分析的计算量。     

采用保险机制的含风电电力系统短期备用计划的风险转移

在大规模风电并网的环境下,许多电力系统使用机会备用约束来代替传统的约束进行备用计划的安排以平衡系统的成本和风险。这种方法在有效的提高风电利用率的同时增加备用计划会面临的巨额小概率损失,因此提出采用保险机制对备用计划的小概率尾部风险进行转移的策略。将风电波动和单位停电损失都视为随机变量,用三种具有代表性的预测误差分布描述系统风电预测误差,用四种具有代表性的损失分布描述系统单位停电损失,以备用风险的期望值、风险价值和期望短缺三个指标来量化评估备用计划的风险。对这十二种组合的风险值和保费都进行了估算,计算结果表     

基于点估计的电力系统小扰动稳定概率分析

针对电力系统中线路参数和负荷等存在的不确定因素,提出一种基于两点估计的电力系统小扰动稳定的概率分析方法。该方法将两点估计法和概率特征根分析技术相结合,计算出系统稳定概率、稳定指标、失稳类型及相应的参与因子等。相对于广泛使用的蒙特卡罗法,该方法能通过较少的计算准确得到所需要的统计特征量。一个两区域系统的仿真算例验证了所提出的方法的有效性。文中所提出的方法也适用于其他考虑不确定因素的电力系统分析。     

基于功率电流变化关系的电压失稳判别方法

在对电压失稳的机制和电压崩溃的过程进行分析后,提出一种判断电力系统发生扰动后的暂态及中长期过程中电压是否失稳的方法。该方法基于扰动发生后部分母线处功率电流的变化关系来判别暂态及中长期电压稳定性,需要监测的电气量少,可方便地应用于送受端间由输电通道连接的受端系统的电压稳定判别,具有适用性强、使用简单及计算量小的特点。仿真算例表明,该方法可准确地判别电压失稳。     

计及发电功率随机性的暂态稳定裕度概率分布计算

基于扩展等面积准则(EEAC),将电力系统中发电机驱动功率的概率数字特征,变换成失稳模式对应的两群驱动功率的概率数字特征;并将系统稳定裕度按Taylor级数表示成以两群驱动功率为变量、以稳定裕度灵敏度为系数的线性化表达式,通过半不变量求取稳定裕度的概率数字特征;最后利用Gram-Charlier级数计算出系统暂态稳定裕度的概率分布。其中,对于理想两群失稳模式,仅需解析方法即可完成快速计算;对于非理想两群失稳模式,则采用时域仿真计算灵敏度系数,并用分段函数的方法解决由失稳模式变化导致稳定裕度或灵敏度系数突变的描述问题。最后,用两个算例对所提出的算法进行了仿真验证。     

暂态稳定性分析中的确定性方法和概率性方法

首先简要讨论了传统的确定性暂态稳定分析中存在的问题,在此基础上引入概率性暂态稳定分析方法,重点介绍了暂态稳定性分析中的不确定性因素和相应的建模方法.总结了现有的概率暂态稳定性仿真方法和指标.最后,对暂态稳定分析中的确定性方法和概率性方法进行了系统的比较.     

电网可靠性评估的随机网流模型

从理论上提出了电网可靠性评估的随机网流模型.采用随机网流可对电网结构进行系统的剖析,甄别引起连锁事故的元件,量化各元件在电网中的重要程度,并计算出满足给定负荷的概率.从实用观点看,为区域网之间的联络线评估以及互联系统可靠性的评估提供了有力的工具.最后用算例说明了模型的算法和应用,并讨论了该模型的缺点和今后研究的问题.     

基于历史故障记录数据的电网连锁故障规模概率分布研究

连锁故障规模的概率分布描述了电网连锁故障的传播特点,是衡量电网发生大规模停电故障概率的有效方法之一。针对历史故障统计数据进行计算,是传统电力系统可靠性评估方法之一。将其与分支过程模型结合,用于区域电网的连锁故障分析。采用某区域电网14年历史故障数据为样本数据,针对多种概率模型进行比较分析,提出采用波雷-坦尔分支过程模型计算该区域电网连锁故障规模的概率分布,并采用误差分析研究了波雷-坦尔模型应用于实际电网风险管理的有效性和可能性。结果表明,波雷-坦尔模型能够很好地估计线路故障规模的概率分布。在相同置信度要求下,基于波雷-坦尔模型估计故障概率分布所需样本数据比直接根据实际故障数据计算所得概率分布所需样本数据降低一个数量级。     

基于BPA的电网暂态稳定性概率评估

以研究电网暂态稳定性为目的,应用概率性方法进行分析计算,并以此来评估电网的暂态稳定情况,主要考虑了两个因素:电网故障的随机性和电力负荷变化的随机性,并在此基础上提出了用于评估电网暂态稳定性的概率指标,同时利用VC 灵活便捷的控制语言以及BPA(Bonneville Power Administration)软件计算暂态稳定的快速准确性,研究了适用于大型复杂电网暂态稳定性概率评估的接口技术,通过该接口技术希望能够大大地减少计算分析的时间。最后,通过对IEEE-9节点网络以及我国华东某地区2010年220kV规划电网进行分析计算,验证了所提方法的有效性同时证明了速度可以得到大大地减少。     

Probability of failure of overloaded lines in cascading failures

Power grids are vulnerable to cascading failures, as shown by previous blackouts or major system disturbances. Line outages due to overload are often the main contributors to the cascading failures leading to these undesired situations. Indeed, the more a line is overloaded, the larger is its sagging, and hence the probability that it will be tripped. It is necessary to quantify in a realistic way the probability of trip as a function of the load in order to compute a good estimation of the frequency of dangerous cascading outages. Several models were proposed for this purpose, but none of them is backed up by empirical evidence or detailed analysis. This paper studies factors that could affect the probability of trip as a function of load, and it computes this probability for two different test systems using a temperature simulation based methodology, called dynamic PRA level-I analysis. This paper then compares existing modelings of this probability to these results. This comparison shows that all modelings used in the literature are not always convenient. We finally propose a simple model that can be adopted in probabilistic risk assessment of cascading failures.     

Considering risk of cascading line outages in transmission expansion planning by benefit/cost analysis

It has been shown that large blackouts happen more likely than may be expected. Recent investigations revealed that cascading outages are the major cause of power system blackouts. Therefore, risk of cascading outages must be considered in the planning and operating procedures. In this paper a novel procedure is proposed for transmission expansion planning (TEP) by using the ORNL–Pserc–Alaska (OPA) model. Some improvements are introduced to this model for choosing more effective candidate transmission lines to be used in TEP regarding risk of cascading outages. A nonlinear estimation is used to assess the consequences of blackouts after cascading transmission line outages. The power law as a fingerprint of self-organized criticality in power systems is used to calculate the likelihood of blackouts. The benefit of each policy to expand the transmission system is derived from risk assessment and the best one is picked out using benefit/cost analysis. The simplicity of the proposed method makes it appropriate in real life. The proposed method is applied to test systems to investigate its applicability. The results provide motivation for considering the risk of cascading line outages in TEP that afford substantial saving to society.     

Dynamic system reliability study modeling

This article extends conventional reliability modeling to a comprehensive modeling to cover system dynamic response and plant process response as the consequence of system component failures. The study results indicate the load outages from system dynamic response and process response cannot be neglected-they may have significant contributions to the system load outages. The example system study shows the conventional reliability modeling covers about 50% of total load outages. This modeling provides a more realistic approach. The modeling also considers the component failure rate adjustment for effects of component age and maintenance quality. The modelling, using accumulations of system segment contributions to load outages, is a practical approach for industrial systems. The results of reliability evaluation in terms of load outage indices, segment contributions, and overall system reliability indices, provide valuable information for plant management decision making with respect to return-of-investment in system reliability improvement projects. The reliability modeling can be coordinated with other system planning studies, such as system expansion and redesign, because these studies usually require system load flow, short circuit and transient stability analysis. These studies are usually involved in the evaluations of many alternatives. With the reliability evaluations added into the system planning study, the results will be more valuable for decision making among many alternatives     

柔性交流输电系统设备对电力系统暂态失稳风险的影响

分析了现有暂态稳定分析方法的缺点,建立了3种典型的柔性交流输电系统设备的控制策略和暂态稳定分析模型。基于概率风险评估理论,在考虑各种随机因素的前提下,采用蒙特卡洛仿真方法对加入柔性交流输电系统设备前后的系统暂态失稳风险进行了评估。以切机风险为指标,给出了柔性交流输电系统设备安装位置的选择方法,对柔性交流输电系统中不同类型的设备配置效果进行了比较。分析了各种随机因素对柔性交流输电系统设备效果的影响。RTS79系统的仿真结果证明了所提出的模型和算法的有效性。     

电力系统概率充分性和概率稳定性的综合评估

采用概率方法对组合电力系统的充分性和稳定性进行综合评估，涉及内容包括元件运行状态模拟，网络拓扑分析，潮流计算，暂态稳定计算，有功发电再调度，无功电压校正等的数学建模，多种紧急控制措施和发电再调度的模拟，文中给出了组合电力系统概率充分性和概率稳定性的综合评估算法流程和指标体系，并对IEEE测试系统的计算结果进行了分析，其结果证明了概率综合评估算法的必要性和可行性。