复杂电网连锁故障下的关键线路辨识

电力系统存在的少数关键线路在导致系统大规模连锁故障发生的过程中起关键作用,因此快速识别电力网络中关键的输电线路,特别是连锁故障过程中系统的关键线路,对有效实施过负荷连锁跳闸控制策略,预防电力系统大面积停电有着重要的意义。大停电事故一般伴随着线路有功潮流的大规模转移,针对此特征,提出潮流转移度指标,基于电力系统静态安全域分析的思想建立关键线路评估模型,提出一种电力系统连锁故障过程中关键线路的辨识方法。结合IEEE 30节点标准算例系统,利用OPA大停电模型构造了某次连锁故障过程,仿真验证了所提辨识方法的正确性。     

基于多支路开断和关键支路集的快速潮流转移识别

为快速识别实时潮流转移,基于直流潮流-补偿原理推导了用于快速预估多支路开断后潮流分布的支路开断分布因子(Line Tripping Distribution Factors,LTDF)的计算方法,结合改进的严重度函数,给出了用于评价支路受潮流转移影响程度的过载严重度指标和关键支路集的概念及其求解过程,对单支路或多支路开断同样适用,为后续减载控制策略缩小了分析范围。对New-England 10机39节点系统的算例分析表明,该方法可准确预估开断后潮流,快速有效识别受潮流转移影响严重支路,克服了以往仅用分布因子去评价支路受潮流转移影响程度的不确切性和漏选重要支路的不足,具备合理性、可行性及快速性。     

基于效用风险熵的复杂电网连锁故障脆弱性辨识

研究了基于效用风险熵理论的复杂电网连锁故障脆弱性评估模型和算法实现问题。首先,结合支路断开后的潮流转移特性和潮流分布特性建立支路脆弱度评估模型,计及支路退出运行给系统带来的影响;其次,建立节点脆弱度传递模型,克服目前社会网络类指标和系统科学类指标存在的不足;最后,以元件脆弱性评估结果为基础,辨识电网组织结构面临的风险不确定性。通过IEEE 39节点系统仿真验证了所述方法的合理性和有效性。     

基于异质元胞自动机的互联电网连锁故障控制措施

为减少互联电网停电事故的规模及频率,提出了一种基于异质元胞自动机的互联电网连锁故障控制措施。首先,依据互联电网由多个不同特性的区域电网构成这一实际,并考虑区域电网间相互影响,建立了异质元胞自动机的互联电网连锁故障模型。其次,考虑各区域电网特性和不同故障阶段区域间的协调关系,提出了一种多区域多阶段线路潮流控制措施。最后,以IEEE118节点系统作为仿真案例,采用异质元胞自动机模型进行停电事故仿真,分别从幂律分布和故障时间序列两个方面验证了控制措施的有效性。并通过与其他控制措施比较,展示了其所具有的优越性。仿真结果表明:调度人员根据各区域电网运行情况,合理选择区域间的支援系数,可有效降低各区域电网大停电风险。     

基于预防-紧急协调控制的大电网连锁故障防御策略

电网结构和运行方式的复杂性日益增加,源发故障引发大停电事故的概率随之加大。基于过载主导型连锁故障的传播机理和时间特性分析,兼顾调度人员对连锁故障后果的可承受性,建立了基于预防-紧急协调控制的大电网连锁故障防御模型,引入协调因子将控制压力分解到连锁故障发生前/后,以预防控制优化系统的初始运行状态,在考虑发电机可调度潜力的基础上以紧急控制配合必要的切机/切负荷手段,实现对连锁故障蔓延的抑制。IEEE 39节点系统的算例分析结果表明,所提协调控制模型可以充分发挥预防控制和紧急控制的互补特性,兼顾连锁故障后果可承受度约束和经济性要求,对连锁故障进行全过程防御。     

基于静态安全域的交直流混联大电网关键线路辨识

特高压直流输电系统的相继投运导致电力系统运行特性改变,交直流混联大电网的薄弱环节将出现变化。为辨识出交直流混联电网中的关键线路,避免大停电事故的发生,提出一种基于静态安全域的交直流混联电网关键线路辨识方法。采用静态安全域分析方法构建交直流混联电力系统的静态安全域,考虑交流线路潮流越限与直流逆变站闭锁判据,结合支路潮流模型,提出适用于交直流混联电力系统的静态安全裕度计算方法。以静态安全裕度为指标,给出交直流混联电力系统的关键线路辨识流程。最后使用江西电网实际电力系统进行仿真分析,结果验证了所提方法的合理性和有效性。     

基于改进LeaderRank算法的电网连锁故障关键线路辨识方法

针对现有连锁故障关键线路辨识方法在具体量化单元作用及方法复杂度上的不足,结合复杂网络理论结构分析方法与电网连锁故障后果近似分析方法,提出一种基于改进LeaderRank算法的关键线路辨识方法.首先,介绍了原LeaderRank算法,并指出其直接应用于电网关键线路辨识的不足所在;然后,针对原算法不足之处,提出基于线路量化...     

基于图注意力网络算法的电网连锁故障关键线路辨识

快速、准确识别电网中对连锁故障发展具有助推作用的关键线路,对避免大停电事故发生具有重要作用。该文提出一种基于图注意力网络(graph attention network,GAT)算法的电网连锁故障关键线路辨识方法。首先,分析连锁故障传播机理和关键线路特征,采用运行可靠性模型仿真模拟连锁故障,依据风险理论定义关键线路。其次,利用GAT算法建立关键线路辨识模型,考虑到计算稳定性、样本均衡性等问题对辨识结果的影响,设计了多头注意力机制、带权重交叉熵损失函数等,完善优化模型。最后,构造运行场景-关键线路样本集,对辨识模型进行训练、验证与测试。IEEE39节点系统和实际电网算例仿真表明,所提方法显著提高了新场景下连锁故障关键线路辨识的准确性和速度,具有一定的应用前景。     

基于节点流量重要度的电网关键节点辨识

当电力系统发生大规模连锁故障的时候,电网中的某些关键节点可能会对故障的扩大起着推动的作用。为了提高关键节点辨识的准确性以及更好地预防大规模连锁故障的发生,本文提出了基于节点流量重要度的电网关键节点辨识方法。该方法通过定义节点传输贡献度指标和节点传输效率,然后基于电网节点潮流传输贡献重要度矩阵,计算各节点的节点流量重要度并进行比较。最后,通过对IEEE 39节点系统和南方某区域电网进行仿真,所得仿真结果表明本文所提方法计算的指标可以定量表征某个节点在潮流传输及其在电网拓扑结构中的重要度,可以有效、准确地辨识出电网中的关键节点,判断它们在交直流电网自组织临界演化过程中的作用,对预防系统向连锁故障临界状态演化有着重要的意义。     

基于拉格朗日对偶松弛的多区域柔性直流互联电网无功优化

现有方法对互联后的电网进行无功优化时难以满足大规模电网实时计算、快速反应的需要,并且面临全网数据收集的难题。为了解决上述问题,采用分解协调算法的思想,提出一种基于拉格朗日对偶松弛的多区域柔性直流互联电网无功优化方法。首先根据支路潮流模型,利用二阶锥松弛和二次旋转锥松弛方法建立了多区域柔性直流互联电网的集中式无功优化模型。然后利用拉格朗日对偶松弛理论在集中式优化模型的基础上,提出了可以并行计算的多区域柔性直流互联电网无功优化方法。通过算例计算,验证了所提算法的有效性和正确性。此外,还对比分析了所述的分解协调算法和基于交替方向乘子法(ADMM)的分布式优化算法的计算结果,证明所用算法在计算时间上更具优势。     

互联电网预防控制和紧急控制在线预决策系统

针对电网互联和电力市场化给电网安全稳定经济运行带来的挑战，阐述了互联电网在线暂态安全分析与控制的重要性，强调其在线预决策系统（OPS）不仅要考虑功角稳定性，而且要计及电压和频率的安全性，而预防控制和紧急控制也应该在协调的框架下研究。探讨了一体化OPS与调度中心其他系统的联系，以及多个能量管理系统（EMS）和多个安全稳定控制系统的数据共享；提出了相应的框架，并采用分布式并行计算技术来提高该系统的快速性和可靠性。最后介绍了一个应用实例及其实施中的关键问题。     

柔性互联配电系统连锁故障风险评估

为分析柔性多状态开关(FMS)保护隐性故障引起的柔性互联配电系统连锁故障风险,首先介绍其物理结构,随后分析稳态特性、交流馈线故障时的暂态特性,以及FMS的控制保护策略.然后,提出了引起保护误动的不确定因素并对其进行建模,并在此基础上分析了连锁故障形成的机理,建立柔性互联配电网连锁故障风险指标,并提出了基于蒙特卡洛法的概...     

大电网连锁故障的风险分析及对策

针对大规模电网连锁故障风险不断增大的问题,结合我国大区电网实际运行经验,对大电网运行特点及存在的连锁故障风险因素,如电力系统安全自动装置风险、特高压电网联络线功率控制风险、电网网架结构风险、电网运行方式风险、小概率事件风险等都进行了深入探讨。在此基础上,从大电网运行、管理等角度入手,针对各类风险的不同特点,提出了若干有...     

互联电网CPS标准下的自动发电控制策略

阐述了互联电网控制性能评价标准(CPS)下的自动发电控制(AGC)策略。提出了CPS调节功率分量这一新概念,并将其与比例分量和积分分量相结合,构成区域总调节功率。进一步根据区域控制偏差(ACE)和频率偏差的大小与方向,对区域总调节功率予以修正,以进一步提高CPS指标。最后提出了根据区域总调节功率而不是ACE来划分AGC控制区域的方法。这些控制策略有利于提高电网频率控制质量,体现了紧急情况下互联电网各AGC控制区之间的相互支援,在多个大电网的实际应用中取得了良好的效果。     

互联电网CPS下AGC控制参数的优化

提出了一种在互联电网控制性能标准(CPS)下现有自动发电控制(AGC)系统的控制参数优化方法.根据电网真实或假设的系统频率、负荷等运行数据,建立了基于现代内点理论的互联电网CPS下的AGC策略模型,进行求解,以优化结果反推出影响CPS指标和AGC系统性能、调节次数的比例系数、积分系数、CPS分量系数等关键参数,并进行仿真计算,结果表明该方法减少了AGC机组的下令次数,大幅度提高了CPS指标,保证了电网频率质量和安全运行,为调度、自动化专业优化调整AGC主站端的控制参数提供了理论依据和数学工具.该成果已用于广西电网.     

基于风险评估的电力系统连锁故障协调控制模型

分析连锁故障中预防控制和阻断控制的互补性,从降低大停电风险的角度,建立了基于风险评估的连锁故障协调控制模型。首先,综合考虑线路自身故障、潮流转移、隐性故障以及天气因素的影响,求取连锁故障风险。其次,将协调控制表述成一个基于风险指标的优化问题,并根据故障环节的风险重要度确定阻断控制的实施位置,建立连锁故障协调控制模型。最后,算例分析表明,连锁故障协调控制模型能够有效协调预防控制和阻断控制,并根据不同天气状况给出具有最大性价比的控制方案,该方案相比纯预防控制和纯阻断控制能够有效兼顾安全性和经济性的需求,为防御决策提供重要参考。     

互联电网频率调节动态仿真系统的研制

鉴于已有的电力系统仿真软件对仿真互联电网短期和中长期频率控制不能很好地满足要求,文中利用MATLAB/Simulink建立了针对研究互联电网频率控制与调节的动态仿真系统。该系统能够比已有的软件更全面地反映系统中影响频率调节的因素,更便捷地修改仿真条件和参数,更方便地显示仿真结果。利用该系统可更深入地开展互联电网控制性能评价与考核等相关问题的研究,可作为研究互联电网频率控制的有效工具。     

兼顾电压稳定的互联电网电压／无功协调控制

互联电网各控制中心在进行电压/无功控制时有必要采用协调控制手段,以实现无功的合理分布,避免控制振荡。文中以互联电网网络方程为基础,分别推导了基于L指标的节点最优无功注入量和对应电网有功网损最小时的节点最优无功注入量。进而根据分解协调计算思想,设计了兼顾电压静态稳定性和经济性的互联电网区域电压/无功协调控制模型。最后分别通过两种互联电网模型的仿真实验,验证了所提出的兼顾电压稳定的互联电网电压/无功协调控制的机理与方法的正确性与有效性。