基于事故链风险指标的输电脆弱度在线评估方法

电力系统中的脆弱输电环节对系统大停电事故有着重要的影响,同时也是动态监测和控制分区策略的重要依据。为了辨识这些脆弱输电环节,在事故链在线生成的基础上,提出了基于事故链风险指标的输电环节脆弱度评估方法。事故链风险由事故链发生概率和产生的后果描述,风险指标综合了造成事故链中间环节触发的各种失效概率和触发后造成系统电压、频率变化和潮流转移的后果函数。根据事故链风险重要度,进一步提出输电环节脆弱度在线评估函数,用以定量分析事故演化过程中较为危险并对电力系统稳定影响较大的输电环节。IEEE39节点系统的仿真结果表明该方法的计算简单有效,有在线应用前景。

用于预防控制的电力系统连锁故障事故链在线生成方法

为了预防大停电事故的发生,必须在事故前建立可用于大停电预防控制的连锁故障分析模型。因此基于安全科学的事故链分析模型,提出基于网络潮流的事故链中间环节预测指标,用以在线构建电力系统事故链,从而形成网络事故链表,在此基础上可以定量分析电网连锁故障。该事故链生成方法以系统失稳为目标,指标的计算简单方便,可用于连锁故障的在线分析,可以为电网连锁故障的风险评估和预防控制提供有力支持,IEEE39节点系统的仿真验证了该指标的有效性。

特高压半波长线路输电能力与暂态稳定影响因素

近年来,在构建全球能源互联网的趋势下半波长输电技术再次得到关注。为研究特高压半波长输电系统的输电能力,搭建1000k V半波长输电系统模型,计算特高压半波长输电系统自然功率,给出输电能力研究的边界条件,分析半波长输电系统最严重故障点在不同开机方式下的漂移现象,从暂态稳定极限角度研究发电机参数、励磁系统模型、开机方式、继电保护动作时序、电压水平、受端短路容量和变压器短路电抗等因素对半波长输电系统输电能力的影响,并定量给出输电能力的影响范围。研究结果表明,输送距离3000km的1000k V半波长输电系统具有输送自然功率及以上功率的输电能力,除变压器短路电抗以外,其他因素对输电能力均有较大的影响。

基于模糊风险分析的紧急控制实时启动方法

提出了一种电力系统紧急控制的实时启动方法。在该方法中,定义了扰动后系统的风险,并据此给出了紧急控制的风险启动判据,从保证系统稳定和降低控制代价两方面决策紧急控制的启动时机。其中,系统的风险由紧急控制的可启动概率和系统损失表示:考虑到扰动造成的系统内不平衡功率和发电机保护动作随机性,设计了模糊逻辑系统得到可启动概率;而系统损失则与稳定控制的代价相关。应用该方法研究了华北-华中联网运行时湖北电网的稳定控制效果,与传统控制方法进行了对比,证明本文启动方法能够充分利用系统稳态信息快速计算紧急控制启动判据,避免因为安全控制延误和连锁跳机等造成的系统失稳,保证系统稳定条件下控制代价较低。

一种新遗传算法在地区电网电压调整中的应用

建立了电力系统电压无功调整的数学模型,以保证电网电压与额定值偏差最小的目标;引入不可行度处理该模型的约束条件,取代传统的罚函数,并结合改进的遗传因子用于地区电网电压无功的稳态运行调整中。论述了不可行度改进遗传算法的实现原理和程序流程,并解决了实际应用中有关离散变量处理等问题。计算结果表明,该算法较好地平衡来自目标函数最优化和约束条件限制的压力,有效地改善电压质量。

2011年西北电网风机脱网事故分析及启示

2011年2月24日,连接甘肃第一风电场的桥西变35kV设备故障,由于风电机组不具备低电压穿越能力以及风电场无功补偿装置缺乏快速自动调整能力,事故期间脱网风机共计598台,风电出力损失837.34 MW。详细介绍了事故前西北电网的运行情况,事故发生、发展和恢复过程,并通过仿真计算复现事故过程。总结了事故的经验和教训,提出加强继电保护装置的维护力度、提高风电机组低电压穿越能力、加强风电场无功补偿设备改造与管理、规范风电机组高电压运行要求,以及35 kV馈线单相故障后直接跳闸的建议,防止类似事故再次发生,保障我国电网的安全稳定运行。

计及暂态过电压约束的直流闭锁安控与极控协调控制研究

大容量直流闭锁引起的送端暂态过电压可能影响近区风电的稳定运行,针对计及该过电压时直流闭锁控制问题,首先,研究了直流闭锁引起的暂态过电压过程,分析了交直流运行方式对过电压水平的影响;其次,依据电网实际案例分析极控切滤波器和安控切机动作时序,揭示了二者时序配合不当则可能引起"二次压升"的潜在风险;最后,提出了直流闭锁送端暂态过电压运行分析原则和协调控制方法,并以某特高压直流典型方式为算例对所提方法进行验证。研究结果证明了所提方法的有效性。

基于响应的电力系统安全稳定综合防御技术

针对电力系统安全稳定措施存在的失效风险,提出将基于响应的电力系统安全稳定控制技术融入电力系统安全稳定"三道防线",作为应对小概率意外事故的关键技术,重点研究了响应控制技术定位与配合原则、各类稳定问题的判别和控制技术。为解决响应切机控制存在的潜在问题,提出切机与解列控制协调配合方法,将解列控制用于防止系统失稳破坏。最后利用仿真算例在各种故障场景下验证该防御体系的全面性、可靠性、有效性。

两区域互联系统交流联络线随机功率波动机制及幅值估计

正常运行时两大区互联系统交流联络线上存在随机功率随机波动的现象,限制了联络线的输电能力。研究了随机功率波动的机制与波动幅值估计。基于系统静态频率特性,推导了两区域交流联络线功率波动的公式,阐明了联络线上的低频功率波动是一种稳态过程,是负荷随机功率波动在全系统中再分配后在联络线上的反映。提出了一种联络线功率波动幅值的概率模糊估计算法。首先通过概率统计的方法来估计系统频率波动幅值的概率分布,再通过模糊数来描述贡献因子的不确定性,最后通过模糊抽样和解模糊来得到联络线功率波动的均值和标准差。通过华北–华中互联系统特高压联络线功率的实测数据验证了所提机制和算法的正确性和有效性。研究有助于掌握两大区互联电力系统的随机功率波动特性,为制定抑制联络线功率波动的措施提供依据。

电力系统安全稳定相关标准对大电网的适用性综述

大规模交直流混联同步大电网正逐渐形成,文中对现行的电力系统安全稳定相关标准进行了调查研究,吸收电力系统安全稳定运行各相关部门的工作人员以及专家的意见和建议,总结了大电网安全运行对现行标准的新要求,梳理出16项与电力系统安全稳定工作密切相关的标准,分析了16项标准修编的必要性,提出了16项相关标准存在的问题及其需要修改或补充的条款。建议考虑1项标准的废止并入其他标准,考虑3项无功电压标准的合并,推进2项标准的修编,其余10项标准继续跟踪研究。文中的工作为电力系统安全稳定相关标准下一步的整合修编奠定基础。

土耳其“3·31”大停电事故分析及启示

2015年3月31日,土耳其发生了大规模停电事故。事故起源于土耳其东西向输电通道内一回400kV联络线线路重载跳闸,随后发生的连锁故障导致电网崩溃,土耳其全国的电力供应几乎全部中断。文中详细介绍了事故前土耳其电网的运行情况以及事故的发展经过和恢复过程,分析总结了事故教训,解析了事故根本原因。结合中国电网实际情况,提出了保障中国电网安全稳定运行、防止大停电事故发生的几点建议。

结合DFIG功率特性研究风电并网对系统功角稳定性的影响

大容量风电并网条件下的系统功角稳定特性对于新能源送出与消纳具有重要意义。基于双馈风力发电机组的运行与控制原理分析了其出力特性,指出双馈机组在暂态稳定分析中可近似看做恒功率源;结合实测曲线,说明恒功率源模型较实际情况更具保守性。以并列运行同步机组故障清除后输出电磁功率为指标,研究送端电网风火互替对于系统功角稳定水平的影响,提出双馈风电等量替代同步电源将改善功角稳定水平,并从系统能量平衡角度进一步探讨了其内在原理与适用范围。最后,通过单机?无穷大系统、两机系统和哈密风火打捆送出系统算例仿真验证了上述结论。

智能电网的一种分层协同式“系统的系统”概念模型

分析了智能电网的自治性、协同性、层次性、进化性和阶段稳定性等系统特征,提出了智能电网是多个自治系统互联而成的"系统的系统"的观点。在此基础上,建立了智能电网的一种分层协同式"系统的系统"概念模型。在该模型中,划分在不同层次中的各自治系统可以采用全分布式方式、分布式加集中式方式和全集中式方式中的任意一种方式实现,且具有阶段稳定性;每个自治信息系统、自动化系统可根据需要设置1个(或多个)边界节点,负责自治系统之间的通信。多自治系统协同完成智能电网的阶段性目标。最后给出了在分层协同式"系统的系统"概念模型指导下的智能电网建设原则和思路。

暂态稳定受扰轨迹预测的模型参数自适应研究

基于一定时间范围内的广域量测数据可对未来表征系统暂态稳定的物理量进行预测,这为实时暂态稳定分析奠定了基础。目前应用较为广泛的几种预测模型都有相同的基本参数需要确定,并且这些基本参数直接决定着预测性能。在详细分析了预测性能与模型参数关系的基础上,提出了一种模型参数自适应技术。该技术使得预测模型参数能动态调整以适应曲线非线性度的变化从而提高预测性能,能方便地应用于已有的各种预测算法中。算例结果表明,该技术能显著提高预测模型的适应能力,有效协调预测指标间的矛盾,为实时暂态稳定分析提供技术支撑。

智能设备的一种基于地理信息的自组织通信

针对智能电网中数量众多的智能设备要求即插即用,并造成信道建设困难的特点,文中提出在智能电网中采用基于地理信息的自组织通信。在该通信方式中,各智能设备采用地理信息进行编址,通信数据包利用地理信息实现路由选择和转发,并根据信息类型在信息转发过程中实现信息融合。阐述了基于地理信息实现路由选择的一种查询算法,该算法在查询过程中自动建立路由信息,并采用贪婪算法实现信息传输。测试结果验证了智能电网采用基于地理信息的自组织通信的可行性。

传统交流电网与高比例新能源电网连锁故障差异性分析

新能源的强随机性、强不确定性及电力电子装备的弱抗扰动能力等特性使得高比例新能源电网的连锁故障演化过程更加复杂,现有基于传统交流电网而来的连锁故障相关理论与方法在高比例新能源电网中的适用性有待商榷。以美加大停电与英国“8.9”大停电事故作为切入点,从连锁演化主导推动因素、演化时间、事故发生概率、电气特性等方面分析传统交流电网与高比例新能源电网在连锁故障问题上的差异性,并基于IEEE39节点系统在PSD-BPA与MATLAB中展开算例分析。

基于关键事件的高比例新能源电力系统故障连锁演化规律分析

新能源的强随机性、电力电子装备的弱抗扰能力以及源、网、荷侧多重不确定性的交互影响使得高比例新能源电力系统的故障连锁演化过程更加复杂。为揭示其演化规律,在对典型大停电事故梳理与分析的基础上定义了影响故障连锁演化进程的关键事件;深入分析了故障连锁演化进程中交流故障、直流换相失败故障、直流闭锁故障、新能源机组高/低电压穿越、新能源脱网等关键事件的关联关系,分阶段、系统性地剖析了故障连锁演化规律。在IEEE 39节点系统以及实际电网数据的基础上,构建了多种不同场景下由初始故障引发系统连锁反应的算例;仿真分析了直流故障、控制保护策略调整等关键事件对故障连锁演化进程的影响,验证了高比例新能源形态下故障连锁演化规律分析的正确性。

基于线路相位差同趋性的电力系统自适应失步解列断面实时搜索方法

解列控制作为电网运行的第三道防线,对于防止系统崩溃具有重要意义。传统失步解列装置依赖振荡中心判别,无法适应多变的运行方式和复杂的失稳模式。基于双机等值系统,该文通过理论推导得出,振荡中心所在线路两端相位差随着两侧机群功角摆开而增大,并最终超过90°;而其他线路两端的相位差则在增大到一定程度后迅速减小,不会超过90°。利用线路相位差同趋性变化特征可以有效搜索系统振荡中心所在断面,且不受系统运行方式和故障形态的影响,无需仿真分析。通过新英格兰10机39节点算例和实际电网算例验证该文方法的准确性。结果表明,该方法能够准确抓住电网振荡中心,计算量小、速度快、适应性强,具有很好的工程实用价值。

故障后半波长输电线路的稳态过电压控制措施

半波长输电技术是一项具有前瞻性和竞争力的新型输电技术。特高压半波长输电线路稳态工频过电压问题严重,须制定相关的故障后安全稳定控制措施。该文提出了通过切除送端配套机组、线路末端投并联无功补偿设备、快速直流调制等控制措施抑制半波长输电线路稳态工频过电压,同时给出了相关理论分析,并通过大电网仿真算例验证了控制措施的有效性。该文研究成果进一步丰富和完善了对特高压半波长输电线路接入系统后控制特性的认识,将为大电网新型输电技术提供理论储备和技术保障。

附加动能与势能比例系数的跟网型VSC能量函数

针对大扰动下跟网型换流器的暂态稳定分析问题,构造了一种附加动能与势能比例系数的新型能量函数,改善了传统能量函数固有的保守性。根据待定梯度法计算能量函数的形式;以能量函数的正定性作为约束条件,初步确定附加系数的取值范围;根据梯度与微分方程判断能量函数的耗散性,进一步缩小了该范围;分析并对比能量函数的稳定域,提出改善保守性的建议。最后将得出的结论应用于并网换流器的电磁暂态仿真模型中,验证了其有效性。