特约主编寄语
摘要：随着新能源发电、电网互联和特高压交直流混合跨区输电的快速发展，以及大量新元件、新技术的广泛应用，电网消纳可再生能源发电的能力和大范围优化配置资源的能力大大提高。同时，电网运行特性也发生深刻变化，给大电网的安全稳定运行带来新的挑战，对电网运行控制技术提出了新要求。交直流耦合作用弱化稳定性机理及应对措施
摘要：继“十一五”末复龙一奉贤特高压直流投运后，2014年四川复龙地区还将投运溪洛渡-浙江±800kV／8000MW特高压直流输电工程。由于配套溪洛渡电站部分机组先于直流投运，为充分利用水电，2013年溪洛渡电站将通过长链型交流通道，经复龙换流站接入四川主网。研究表明，复龙换流站交流出线故障，由于网架结构薄弱和交直流耦合作用等不利因素影响，送端机组存在第2摆暂态失稳和功角增幅振荡等稳定问题，并成为制约水电充分利用的关键因素。文中通过送端混联电网受扰后特征量动态轨迹分析，揭示了直流功率快速恢复导致送端机组回摆过制动继而引发第2摆暂态失稳，以及直流送电功率随振荡中心电压起伏而“助增促降”交流线路功率波动，弱化系统振荡阻尼的物理机理。提出了相应的控制措施，为过渡期水电大容量外送提供了重要技术支撑。互联电网失稳模式演化现象及其影响因素分析
摘要：随着电网规模的扩大，一些非常见的动态行为引起了关注。基于扩展等面积准则（EEAC）识别主导模式及多摆失稳的理论，分析了局部地区短路故障导致跨大区互联电网首摆和第2摆两种失稳模式之间变化的现象，阐明了随着系统参数、控制策略变化的系统失稳模式演化机理。分析了领前群内非同调特性对切机控制效果的影响，指出短路点近区机组加速导致大区电网内负荷功率和直流外送功率减小，恶化了大区机组的稳定性。通过实际算例仿真验证了分析结论。交流互联电网中大扰动对联络线的冲击特性分析方法
摘要：针对在规模庞大的同步交流电网中，区域内大扰动不仅会对本区域电网稳定性造成冲击，而且将通过区域间联络线对其他区域电网的稳定性产生冲击，甚至会导致区域联络线功率振荡解列的现象，研究了故障后大扰动冲击各个区域电网的特性。基于联络线暂态势能变化，定义了扰动起始冲击时间和扰动冲击时间，可以定量描述大扰动冲击区域交流联络线的过程，并根据首次扰动冲击时间联络线功率偏差与暂态势能间的关系，提出了联络线脆弱性指标作为系统是否在联络线处发生解列的判据，从而建立了基于能量函数的大扰动冲击特性定量描述方法。最后，在华中一华北交流互联电网中验证了所述方法的有效性。隐性故障对小世界电网连锁故障的影响分析
摘要：为了研究复杂电网连锁故障的传播机理，文中在综合考虑电力系统中过负载故障和隐性故障的基础上，构建了一种基于复杂网络理论的电力系统隐性连锁故障概率模型。该模型假设过负载邻接节点中负载率变化最大的节点和每轮连锁故障中负载波动最大的节点均为隐性故障可能发生节点。将该模型在IEEE300节点网络和Watts—Strogatz网络上进行仿真，仿真结果表明：电力系统隐性故障加剧了故障的传播范围，并且故障传播的范围将随着Watts—Strogatz网络边重连概率的增大而显著增大。最后，指出减小隐性故障的误动概率、降低小世界电网的随机连边概率、防止电网向随机网络演化，是抑制隐性故障在连锁故障中传播、提高电力系统安全性的有效途径。基于负荷波动特性的联络线随机功率波动幅值估计
摘要：特高压联络线上的随机功率波动已成为限制其输电能力的重要制约因素。以联络线的随机功率波动作为研究对象，通过对联络线传输功率的全微分表达式研究，探讨了两区域频率偏差变化与联络线随机功率波动之间的作用联系。接着根据系统的有功频率响应特性，基于负荷波动分析了联络线随机功率波动从扰动响应阶段到新稳态的两阶段动态变化过程。在此基础上，通过引入蒙特卡洛试验方法，研究并提出了基于负荷波动特性的联络线功率波动幅值的概率分布估算方法。该方法利用概率统计来估计互联区域负荷波动幅值的概率分布，进而计算其波动功率幅值的概率分布以及均差和标准差。对华中一华北特高压联络线随机功率波动幅值概率分布计算分析的结果，验证了该计算方法的有效性。2012华北电网500kV线路故障分析与思考
摘要：电网故障难以避免，分析故障发生的原因、故障主要分布情况以及严重故障的特点对于调度运行人员把握故障发生的规律，了解故障的影响，并进而提升电网运行风险的预防、预控能力具有重要意义。从多个维度全面分析了2012年华北电网500kV线路故障的统计分布情况，以及不同类型故障与各类影响因素之间的相关关系；深入分析了2012年4次严重故障的特点，总结了严重故障给电网调度运行带来的启示；最后从实际电网调度运行的角度提出了电网运行风险预防和控制策略，讨论了电网运行风险预控策略的关键性技术，并对电网调度实际运行工作提出了建议。遵循安全稳定导则的电网运行安全风险在线控制决策探讨
摘要：基于风险进行电网运行控制决策，可以实现电网运行的安全稳定性和经济性的有效协调，而通常的电网运行控制规范都是基于确定性原则，为此，提出了遵循安全稳定导则进行运行安全风险控制决策的基本原则。结合在线安全稳定分析与控制决策技术工程应用的现状，分析了目前可实现的电网运行安全风险在线控制决策范畴。提出了基于风险的预防控制在线决策和紧急控制在线决策的技术路线和实现方法，计及了预防控制对紧急控制与校正控制的影响，以及紧急控制对校正控制的影响。以期促进电网运行风险控制技术的工程应用。面向未来互联电网的调度技术支持系统架构思考
摘要：针对中国未来互联特大电网的运行控制需求，分析了未来电网调度技术支持系统的业务需求，提出了“物理分布、逻辑统一”的全网集散式调度与控制技术支持系统的架构，其特点是电网基础模型、分析与控制决策的集中统一和就地采集与控制的分散分布。设计了基于对等网络（peer to peer，P2P）方式的计算机物理分布式硬件架构，并与当前智能电网调度技术支持系统的架构进行了比对分析。最后，指出了实现全网集散式电网调度与控制系统需要解决的关键技术问题。基于价格响应函数的超大电网分解协调优化方法
摘要：针对超大电网安全经济调度优化问题，提出了一种基于价格响应函数的新型分解协调模型与方法。该方法以省级电网为基本优化单元，将全网优化问题分解为上级主问题和省级子问题。在上级主问题中，只保留联络线节点，化简省级电网，并通过跨省联络线互联生成全局虚拟网络；根据省级子问题的优化结果生成动态价格响应函数，优化决策跨省联络线功率。省级子问题在给定联络线功率下优化机组出力（机组组合方式已确定），并将不同时段的发电负荷以及对应的边际价格信息提供给上级主问题。该方法充分挖掘并利用了每一次省级子问题的优化结果中所隐含的价格信息，从而避免了传统Lagrange方法反馈单一价格信号导致的振荡问题，具有较好的鲁棒性和工程实用的优化精度。基于IEEERTS和“三华”电网的计算充分表明了该方法的有效性。基于网络社团结构特性量化分析的电磁环网分区方法
摘要：针对中国电网将出现1000kV／500kV电磁环网，甚至出现1000kV／500kV／220kV多级电磁环网的情况，提出了一种基于网络社团结构特性量化分析的电磁环网分区方法。根据枢纽变电站分布情况及网络拓扑结构特性，应用GN分裂算法将电磁环网运行方式下低电压等级网络划分成若干分区；依据电力网络分裂过程中各个分区被划分出来的先后顺序形成电磁环网分区方案集合，并利用社团结构模块度指标衡量电磁环网分区质量。仿真结果表明，该方法能够有效反映电力网络社团结构特性，为形成电磁环网分区方案提供理论依据。考虑节点电压可控性的聚类型电网解列分析
摘要：传统的主动解列研究没有针对性地考虑过节点电压的无功支撑问题，使得大量解列方案在满足了基本的发电机同调性和有功功率平衡要求后，却无法在各孤网中得到可以接受的稳态潮流。其主要原因是解列方案中构建的孤网结构不尽合理，导致节点电压偏低，甚至引起潮流解奇异。针对以上问题，文中通过在解列分析中引入电压无功控制约束来影响解列断面的形成，以改善孤网中的节点电压状况。解列分析采用效率较高的聚类型方法，并在算法中引入电压可控性要求，主要包括VQ灵敏度和无功源容量限制2个方面；同时，提出一种兼顾有功功率平衡和电压可控性的节点间电气距离表达方法；最后，利用改进的K—Medoids聚类算法获取解列方案。算例分析及对比说明了所述方法的有效性。计及机组恢复效益和线路综合重要度的网络重构优化策略
摘要：合理的网络重构策略对于大停电后的系统恢复具有重要意义。首先，研究了电力系统网络特性及线路投运失败可能造成的影响，提出了线路桥接功率、线路连接度和线路承重度这3个线路重要度评价指标，并在此基础上提出了一种综合评价线路重要度的方法。之后，将解释结构建模方法引入大停电后的网络重构问题之中；以发电机组的快速、安全恢复为基础，提出了机组恢复效益指标，以最大化恢复效益为目标选择恢复机组，并综合考虑了恢复机组的发电容量及线路重要性因素。所提出的方法可同时确定恢复机组及其恢复路径，使得优化机组恢复顺序和优化机组恢复路径这2个问题得到了有机的统一优化。最后，以新英格兰10机39节点系统为例说明了所提出的模型和方法的基本特征。特高压皖电东送线路零序互感对接地距离保护的影响
摘要：分析了双回线路发生接地故障时零序电流的分布特点、零序互感对接地距离保护的影响、接地距离保护中零序补偿系数（K值）的取值方法，以及不同的K值整定方案对保护动作范围的影响。对特高压1000kV皖电东送工程双回线路进行了仿真分析，给出了不同工况下沿线各点故障测量阻抗的变化轨迹，以及不同零序补偿系数下各自的距离工段整定参考值和保护的相应动作范围。最后结合工程实际，综合考虑整定的方便性和保护的灵敏性、安全性，给出了供参考的距离保护相关定值的整定方案。交流特高压近区电网自动电压控制研究与实践
摘要：特高压接入给其近区电网的无功电压运行和控制带来挑战。结合工程实践，文中研究了面向特高压近区电网的自动电压控制方法。分析了特高压近区电网的无功电压运行控制特点，针对特高压有功潮流变化对近区电网母线电压影响大，电网电压波动大，多电厂、多变电站紧密耦合等运行特性，提出并实现了考虑特高压线路运行方式变化的敏捷电压优化控制技术，同时兼顾特高压近区电网内紧密耦合的多电厂之间、多变电站之间、电厂与变电站之间的协同，在保证电压安全的基础上，减少不合理的无功功率流动，避免不必要的电容电抗器等离散设备投切。所提出的方法已经在实际现场投入闭环运行，运行效果证明了其有效性和可行性。特高压联网条件下自动电压控制系统的功能定位及应对策略
摘要：针对特高压电网发展对自动电压控制（AVC）系统的技术需求，分析了现有AVC系统控制方式对特高压联网的适应性。通过对传统基于经济压差的无功电压控制策略进行优化调整，提出了多级AVC协调的特高压电网无功电压控制策略，实际电网数字仿真证明了该策略的有效性和可行性。该策略的实施可以实现特高压层面和500kV电网层面的无功功率实时分层平衡控制，显著降低网损，提高电网运行经济效益。同时，可实现特高压电网AVC系统和省级电网AVC系统的有效衔接，尽量减少对已有省级电网AVc系统的升级改造工作，节约了电网投资。多区域互联电网主要联络线AGC控制性能评价指标
摘要：针对目前华中一华北交流特高压互联电网中特高压联络线呈现出较大的随机功率波动这一实际问题，结合控制性能标准（CPS）和T（联络线）标准的基本原理，提出了一种多区域互联电网主要联络线自动发电控制（AGC）的控制性能评价指标，简称MT指标。该指标能够较好地评价大区电网中各子区域（如各省级电网）对主要联络线功率波动控制的贡献。在此基础上，以MT指标为控制目标设计了抑制主要联络线随机功率波动的控制器。仿真结果显示，在该指标下设计的控制器能够很好地抑制主要联络线随机功率波动。基于广域测量信息和直流功率支援的低频振荡抑制方法
摘要：利用直流系统输送功率快速可控的特点，可以通过直流功率调制来改变交流联络线的潮流，起到抑制低频振荡的作用。文中分别从直流线路选择、功率支援时机、支援量三方面研究了直流功率支援抑制低频振荡的关键技术。采用广域动态信息识别主导振荡模式，采用广域稳态信息计算主导发电机输出功率转移分布因子、直流功率传输转移分布因子和直流控制敏感因子，根据该敏感因子的大小来选择实施功率支援的直流线路，以南方电网为例验证了该方法的正确性和有效性。通过理论分析和时域仿真，得出功率支援的最佳时机是在功角正向摆动的起始时刻，功率支援量较少时对低频振荡的抑制作用不明显，而支援量较大时则会引起反相振荡。最后提出定功率控制模式和定电流控制模式对于功率提升抑制低频振荡效果影响不大。
