ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION
The causes and escalation mechanisms of the most prominent systemic accidents and cascading failures that occurred in different countries around the world in the last decade have been analyzed. Three gradations of possible state changes in electric power systems (EPS) from the perspective of the ris...
Збережено в:
| Дата: | 2023 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
2023
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/406 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Vidnovluvana energetika |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1871103642947289088 |
|---|---|
| author | Bardyk, Ye. Bondarenko, О. Zakliuka, I. |
| author_facet | Bardyk, Ye. Bondarenko, О. Zakliuka, I. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Ye. Bardyk",
"institution": "Institute of renewable energy, NAS Ukraine, Kyiv; National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky, Kyiv."
},
{
"author": "О. Bondarenko",
"institution": "Institute of renewable energy, NAS Ukraine, Kyiv; National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky, Kyiv."
},
{
"author": "I. Zakliuka",
"institution": "Institute of renewable energy, NAS Ukraine, Kyiv; National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky, Kyiv."
}
] |
| author_sort | Bardyk, Ye. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T06:32:18Z |
| description | The causes and escalation mechanisms of the most prominent systemic accidents and cascading failures that occurred in different countries around the world in the last decade have been analyzed. Three gradations of possible state changes in electric power systems (EPS) from the perspective of the risk of accidents have been identified. Based on the results of the analysis of sequences of events in the conditions of the progression of system accidents, a generalized scenario of the cascading process of the progression of the accident was formed. Based on the results of the analysis of sequences of events in the conditions of the system failures progression, a generalized scenario of the cascading failure process has been formulated. A comprehensive probabilistic-statistical approach and algorithm for studying the regime reliability of EPS in the event of equipment failures and the progression of cascading failures have been proposed. This approach is grounded on the use of risk as a reliability indicator, enabling the determination of the operational resource and the probability of equipment failure within the observation time interval. It also allows for the assessment of the risk of cascading accidents and the severity level of the system's final states in conditions of information uncertainty. |
| doi_str_mv | 10.36296/1819-8058.2023.3(74).6-17 |
| first_indexed | 2025-07-17T11:39:06Z |
| format | Article |
| fulltext |
6
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
УДК 621.311 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.3(74)6-17
АНАЛІЗ МЕТОДІВ І АЛГОРИТМІВ ДОСЛІДЖЕННЯ РЕЖИМНОЇ НАДІЙНОСТІ ЕНЕРГОСИСТЕМ В
УМОВАХ КАСКАДНОГО РОЗВИТКУ ВІДМОВ
Отримано 01 сер. 2023; рекомендовано до публікації 20 вер. 2023
Доступно онлайн 25 вер. 2023
Є. І. Бардик, О. Л. Бондаренко, І. В. Заклюка,
Автор для кореспонденції: Євген Бадрик,
e-mail: bardik1953@gmail.com
Проаналізовано причини виникнення і механізми ескала-
ції найбільш відомих системних аварій і каскадних від-
мов, що відбулися в різних країнах світу в останні деся-
тиліття. Виділено три градації можливих змін станів
в електроенергетичних системах (ЕЕС) з точки зору ризику виникнення аварії. За результатами ана-
лізу послідовностей подій в умовах розвитку системних аварій сформований узагальнений сценарій
каскадного процесу розвитку аварії. Запропоновано комплексний імовірнісно-статистичний підхід і
алгоритм для дослідження режимної надійності ЕЕС при відмовах електрообладнання і каскадного
розвитку відмов, який ґрунтується на використанні ризику в якості показника надійності, що дає мо-
жливість визначити ресурс працездатності та імовірність відмови обладнання на інтервалі часу
спостереження, оцінювати ризик розвитку каскадної аварії та рівень важкості кінцевих станів сис-
теми в умовах невизнаності інформації.
Ключові слова: режимна надійність, каскадна аварія, ризик, енергосистема, імовірність, статисти-
чне моделювання.
ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER
SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION
Received 01 Aug. 2023; accepted 20 Sept. 2023
Available online 25 Sept. 2023
Ye. Bardyk, О. Bondarenko, I. Zakliuka
Author for correspondence: Yevgen Badryk,
e-mail: bardik1953@gmail.com
The causes and escalation mechanisms of the most prominent
systemic accidents and cascading failures that occurred in
different countries around the world in the last decade have
been analyzed.
Three gradations of possible state changes in electric power systems (EPS) from the perspective of the risk of
accidents have been identified. Based on the results of the analysis of sequences of events in the conditions of
the progression of system accidents, a generalized scenario of the cascading process of the progression of the
accident was formed. Based on the results of the analysis of sequences of events in the conditions of the system
failures progression, a generalized scenario of the cascading failure process has been formulated. A
comprehensive probabilistic-statistical approach and algorithm for studying the regime reliability of EPS in the
event of equipment failures and the progression of cascading failures have been proposed. This approach is
grounded on the use of risk as a reliability indicator, enabling the determination of the operational resource
and the probability of equipment failure within the observation time interval. It also allows for the assessment
канд. техн. наук, доцент.
http://orcid.org/0000-0002-5776-1500
аспірант.
http://orcid.org/0000-0001-9444-8428
аспірант.
Національний технічний університет України
«Київський політехнічний інститут імені Ігоря
Сікорського», м. Київ.
Cand. Sc. (Eng.), Assoc. Prof.
http://orcid.org/0000-0002-5776-1500
PhD student.
http://orcid.org/0000-0001-9444-8428
PhD student.
Institute of renewable energy, NAS Ukraine, Kyiv;
National Technical University of Ukraine «Igor
Sikorsky, Kyiv.
7
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
of the risk of cascading accidents and the severity level of the system's final states in conditions of information
uncertainty.
Keywords: regime reliability, cascade failure, risk, power system, probability, statistical modeling.
Перелік використаних скорочень та позначень:
ЕЕС – електроенергетична система
АЕС –атомна електрична станція
КЗ – коротке замикання
ПЛ – повітряна лінія
ПС – підстанція
Вступ. Сучасні електроенергетичні системи України міс-
тять значну кількість різнотипного з різними характери-
стиками, режимами роботи та терміном експлуатації
електрообладнання. При цьому частина одиниць елект-
рообладнання може мати дефекти зі значним розвит-
ком або великий загальний спрацьований ресурс пра-
цездатності. Це призводить до того, що існує висока імо-
вірність їх відмови та в залежності від схемно-режимних
умов функціонування до різних збитків внаслідок від-
мов електрообладнання. Аварійні ситуації, що виника-
ють при відмовах електрообладнання, призводять до
порушення динамічної стійкості енергосистем та вузлів
навантаження ЕЕС за напругою, каскадному розвитку
аварій і, як наслідок, до порушення технологічних про-
цесів підприємств-споживачів та АЕС, що супроводжу-
ються значними збитками [1 – 7]. Особливо небезпеч-
ними є знеструмлення споживачів власних потреб АЕС,
оскільки може призвести до порушення ядерної без-
пеки станції [2]. Важливим фактором, що суттєво впли-
ває на надійність функціонування ЕЕС також є збіль-
шення терористичних атак на об’єкти енергетики, що на
сьогодні є головною причиною каскадного розвитку
аварій.
У зв’язку з цим важливими є питання на основі аналізу
каскадних системних аварій, які відбулись за останні де-
сятиріччя, визначення причин та механізмів розвитку
каскадних процесів для вибору методів і розробки мо-
делей дослідження режимної надійності ЕЕС.
Постановка завдання. Метою роботи є обґрунтування і
вибір методу та розробка алгоритму аналізу режимної
надійності ЕЕС при каскадному сценарію розвитку від-
мов. Для досягнення поставленої мети необхідно вирі-
шити такі завдання:
– проаналізувати фактори, які спричиняють каскадний
розвиток аварій в ЕЕС та визначити причинно-наслідкові
зв’язки подій і змінень стану ЕЕС в умовах каскадного
розвитку подій;
– за результатами аналізу причин і послідовностей по-
дій в умовах розвитку системних аварій, що відбулися в
останні десятиріччя в ЕЕС різних країн сформувати уза-
гальнені сценарій і схему каскадного процесу розвитку
аварії;
– розробити структурну схему алгоритму розрахунку
статичної режимної ЕЕС при складному характері розви-
тку аварійної ситуації;
– обґрунтувати та вибрати метод і математичну модель
дослідження статичної режимної надійності ЕЕС на ос-
нові положень теорії ризику.
Виклад основного матеріалу. Сучасні ЕЕС повинні за-
безпечувати безперебійне електропостачання спожива-
чів, котре іноді порушується за тими чи іншими причи-
нами. До найбільш тривалих і важких наслідків можуть
призвести аварії в результаті каскадних процесів, за
яких виникає послідовне відключення елементів енер-
госистеми, викликаючи відключення одного або декіль-
кох елементів системи. В сучасних складних багатоеле-
ментних ЕЕС виникають тисячі та більше збурень за рік,
які викликаються різними причинами: короткими зами-
каннями (КЗ) на електрообладнанні, відключення або
перевантаження лінії електропередач, несправність си-
стем управління та захисту, удари блискавки в облад-
нання енергосистеми, відмовами електрообладнання
внаслідок незадовільного технічного стану, помилки об-
слуговуючого персоналу, лавина напруги, вихід з ладу
обладнання, кібератаки, зниження частоти та інші
[1, 5, 7]. Значна частка цих збурень усувається дією засо-
бів релейного захисту і протиаварійної автоматики. Вна-
слідок відмов цих засобів, помилок персоналу та інших
внутрішніх і зовнішніх факторів може виникати каскад-
ний розвиток аварійної ситуації.
Задачі локалізації та ліквідації останньої покладаються
на систему більш високого рівня. У випадку недостат-
ньої ефективності останньої та за інших супутніх причин
існує висока імовірність виникнення системної аварії
іноді з катастрофічними наслідками для ЕЕС і спожива-
чів (blackout) [7, 8].
Наразі об’єктивно існує невідповідність між зміненням
структурних властивостей сучасних потужних електрич-
них систем, що визначає змінення умов функціонування
і динамічних властивостей з одного боку, і старими
принципами та засобами управління з іншого [9, 10].
Динамічні властивості ЕЕС – це такі властивості, які в су-
купності визначають характер її поведінки в аварійних
режимах.
8
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Нарощування такої невідповідності призводить до ви-
никнення «слабких місць» в енергосистемі, погіршенню
її керованості, зниженню надійності та ефективності фу-
нкціонування. Вирішення цих протиріч потребує удоско-
налення принципів і систем керування, перш за все сис-
тем протиаварійного керування, а також розробки і ре-
алізації принципів превентивного керування електрооб-
ладнанням та енергосистемою в цілому [9, 10].
У табл. 1 показано кількість відключень електропоста-
чання, зареєстрованих по всьому світу у 2011 році [9-12].
Середня тривалість кожного відключення наведена в го-
динах в тій же таблиці. З табл. 1 видно, що попри меншу
кількість відключень, зареєстрованих в Латинській Аме-
риці та Карибському басейні, середній час, витрачений
на кожне відключення, було набагато більше, ніж в інших
регіонах. У Південній Азії сталося близько 1200 відклю-
чень електропостачання з набагато меншою тривалістю.
Таблиця 1. Кількість відключень електропостачання, зафіксованих у різних частинах світу у 2011 році [9 – 12]
Table 1. Number of power outages recorded in different parts of the world in 2011 [9 – 12]
Регіон Кількість
відключень
Тривалість кожного
відключення, (год.)
Східна Азія та Тихий океан 200 6,00
Східна Європа та Центральна Азія 100 6,50
Латинська Америка та Кариби 40 8,00
Близький Схід та Північна Африка 50 4,00
Південна Азія 1200 2,50
Африка південніше Сахари 210 7,50
Решта країн 250 5,00
На рис. 1 наведена статистика системних аварій в США
за період 1991 – 2005 рр. звідки видно, що з часом кіль-
кість важких системних аварій і масштаби наслідків для
споживачів з часом зростають [9]. Це підтверджує
актуальність аналізу подібних аварій і потребує розро-
бки заходів для їх попередження, переривання розви-
тку й ліквідації.
Рис. 1. Кількість важких системних аварій, що зачіпають 50000 і більше споживачів (1) і мають рівень аварій-
ного споживачів, що відключаються, сумарною потужністю 100 МВт (2), в США за 1991 – 2005 рр.
Fig. 1. The number of severe systemic failures affecting 50,000 or more consumers (1) and having a cumulative power
outage level of 100 MW (2) in the United States during 1991-2005
Зазвичай каскадні аварії мають системний характер і дії
протиаварійної автоматики, оперативного персоналу
направлені таким чином, щоби протистояти небажа-
ному каскадному розвитку аварійної ситуації. Ретроспе-
ктивний аналіз аварійних ситуацій, які супроводжуються
великою кількістю різних за походженням подій, пока-
зує, що зазвичай можна виділити деякий ланцюг подій,
який визначальним чином впливає на виникнення і ро-
звиток аварійної ситуації.
Причини виникнення великих системних аварій. У табл. 2
наведені найбільш відомі системні аварії та каскадні від-
мови в цьому десятилітті. Крім того, наведена тривалість
відсутності електропостачання в годинах для кожної сис-
темної аварії. Видно, що системна аварія, що сталася в
Бангладеш 1 листопада 2014 року, має найбільшу трива-
лість – 24 год. [12]. Через відключення електропоста-
чання в Індії 30 липня 2012 року постраждало найбільше
число людей за всю історію (620 мільйонів). Більшість
причин відключення електроенергії пов’язані з роботою,
управлінням і захистом системи передачі.
Таблиця 2. Зафіксовані найсерйозніші порушення електропостачання в світі за це десятиліття
Table 2. Recorded most serious power supply disruptions worldwide over this decade
Країна / Регіон Дата Тривалість,
(год.)
Постраждалі
люди, (млн.) Причини
Мексика та США 8 вересня 2011 р. 12 2,7 Відключення ПЛ
9
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Бразилія 4 лютого 2011 р. 16 53 Відмова ПЛ і коливання
потужності
Індія 30 липня 2012 р. 15 620 Перевантаження ПЛ
В’єтнам 22 травня 2013 р. 10 10 Кранівник
Філіппіни 6 серпня 2013 р. 12 8 Лавина напруги
Таїланд 2013 10 8 Удар блискавки
Бангладеш 1 листопада 2014 р. 24 150 Відключення ПС постійного
струму
Пакистан 26 січня 2015 р. 2 140 Технічна несправність
електростанції
Голландія 27 березня 2015 р. 1,5 1 Погані погодні умови
Туреччина 31 березня 2015 р. 4 70 Аварія в енергосистемі
Україна 21 листопада 2015 р. 6 1,2 Аварія в енергосистемі
Україна 23 грудня 2015 р. 6 230 Кібер-атака
Кенія 7 Червня 2016 р. 4 10 КЗ на вводах трансформатора
через тварину
Шрі-Ланка 3 березня 2016 р. 16 10 Сильна гроза
Південна Австра-
лія 28 вересня 2016 р. 6,1 1,7
Пошкодження штормом
інфраструктури передачі та
каскадні відмови
США (Нью-Йорк) 1 березня 2017 р. 11 21 Каскадна відмова в системі
передачі
Уругвай 26 серпня 2017 р. 4 3,4 Погані погодні умови які
призвели до каскадних відмов
США
(південний схід) 10 вересня 2017 р. 5 7,6 Каскадні відмови
Судан 10 січня 2018 р. 24 41,5 Каскадні відмови
Азербайджан 3 липня 2018 р. 8 8 Несподівано високі
температури
Бразилія 21 березня 2018 р. 1 10 Відмова ПЛ
Канада 20 грудня 2018 р. 4 0,6 Вітер швидкістю 100 (км/год.)
Аналіз практики експлуатації ЕЕС країн [13 – 18] показує,
що всі найбільші системні аварії останнього часу, які ві-
дбулися в США (1997 р.), Канаді (2003 р.), Італії (2003 р.),
викликані неповною відповідністю наявної системи під-
тримки надійності функціонування енергооб’єктів та
енергооб’єднань новим ринковим умовам.
З точки зору ризику виникнення аварії можна виділити
три градації змінення станів в ЕЕС, пов’язаних з проце-
сом перерозподілу потоків активної та реактивної поту-
жності, які залежать в основному від змінення напруги
у вузлах: погіршення, покращення, незначне змінення
стану, яке виявляється в зниженні, підвищенні та незна-
чному зміненні запасів пропускної здатності основної
мережі та резервів генеруючої потужності [9]. Кожна по-
дія, а саме деякій причині, яка викликає або перешко-
джає зміненню стану ЕЕС характеризується: імовірністю
появи події; направленістю події на покращення або по-
гіршення стану ЕЕС; системним ефектом події (силу
впливу її на стан ЕЕС), тобто кількісну міру змінення
стану ЕЕС під впливом події. Відповідно до вищерозгля-
нутого всі події, які відбуваються в ЕЕС можуть бути роз-
ділені на три групи [9, 13 – 16]. Кожна подія відповідає
деякій причині, яка викликає або перешкоджає змі-
ненню стану ЕЕС.
Випадкові події (група 1) до яких слід віднести:
– збурення – короткі замикання на ПЛ, а також обри-
вання ліній, незаплановані комутації елементів ЕЕС, ски-
дання/накидання навантаження чи генерації. Зазначені
збурення викликають змінення стану ЕЕС;
– неправильні дії – хибне спрацювання релейного захи-
сту і протиаварійної автоматики, помилкові переми-
кання виконані персоналом. Неправильні дії виклика-
ють погіршення стану ЕЕС;
– відмови – не спрацювання релейного захисту і проти-
аварійної автоматики, неприйняття персоналом необ-
хідних дій для змінення стану ЕЕС. Відмови перешко-
джають зміненню стану ЕЕС на яке направлені керуючі
впливи (події групи 2).
Керуючі впливи (група 2, цілеспрямовані події). До цієї
групи подій слід віднести правильні і успішні керуючі
впливи при плановому зміненні стану ЕЕС або як відгук
на події груп 1 і 3, які викликають покращення стану ЕЕС.
В даному випадку виявляється локальний ефект події
(змінення потужності елемента) оскільки керуючі
впливи виробляються шляхом комутації конкретних ге-
неруючих, навантажувальних і передавальних елемен-
тів ЕЕС. Як і випадкова подія, керуючі впливи опосеред-
ковано (через подію групи 3) співвідноситься зі змінен-
ням стану ЕЕС в цілому в чому і проявляється її систем-
ний ефект.
10
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Закономірні (природні) події (група 3) до яких відносять
дії фізичних законів в ЕЕС, які виявляються у вигляді при-
родної реакції ЕЕС на сукупність усіх попередніх подій.
Закономірні події можуть викликати як погіршення, так
і покращення стану ЕЕС, а також незначне змінення її
стану. В якості прикладу локального ефекту природної
події може слугувати перевантаження ПЛ, прикладом
системного ефекту – змінення напруги у вузлах ЕЕС.
На рис. 2 наведено причинно-наслідкові взаємозв’язки
між описаними вище групами подій.
Рис. 2. Причинно-наслідкові зв’язки подій і змінень стану ЕЕС
Fig. 2. Cause-and-effect relationships between events and state changes in the EPS
Як видно з рис. 2 найбільш небезпечним (що збільшує
ризик виникнення аварії) є сполучення подій групи 1 і
погіршуючи стан ЕЕС події групи 3. Тобто тільки за такого
сполучення можлива поява причинно-наслідкового ци-
клу подій, який в часі і є процесом каскадного погір-
шення стану ЕЕС (тобто каскадного розвитку аварійної
ситуації).
Виникнення такого небезпечного циклу означає, що по-
слідовність подій в деякий час функціонування приз-
вела ЕЕС до деякого граничного стану, коли чергова по-
дія стає тригерною – тобто подією, яка ініціює некерова-
ний каскадний процес подальших подій з катастрофіч-
ними наслідками, що і є системною аварією. Розглянута
тригерна подія розділяє період розвитку ситуації на дві
частини: накопичення подій (не обов’язково таких, що
викликають каскадну аварію) і послідовність (ланцюг)
подій, направлених на погашення ЕЕС [9, 13 – 16].
За результатами аналізу послідовностей подій в умовах
розвитку системних аварій, що відбулися в останні деся-
тиріччя в ЕЕС різних країн сформований узагальнений
сценарій каскадного процесу розвитку аварії, який міс-
тить циклічно повторюване змінення стану системи
[12 – 15] (рис. 3). Для короткого пояснення кожного з
позначених на рис. 3 станів та переходів між ними, як
приклад нижче наведено дані джерел відносно деяких
недавніх аварій в енергосистемах світу.
11
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Рис. 3. Узагальнений сценарій розвитку аварії в ЕЕС
Fig. 3. Generalized scenario of accident progression in the EPS
– італійська – аварія в ЕЕС Італії 28 вересня 2003 р. [19];
– американська – аварія в ЕЕС США і Канади 14 серпня 2003 р. [17, 18, 20];
– скандинавська – аварія в ЕЕС південної частини Швеції та західної частини Данії 23 вересня 2003 р. [21];
– московська – аварія в московському енерговузлі 24-25 травня 2005 р. [9].
Нормальний (доаварійний) або допустимий стан сис-
теми. В таких станах параметри режиму знаходяться в
допустимих межах. Разом з цим для недавніх аварій в
системах в доаварійному режимі спостерігались помітні
відхилення параметрів, які не були аварійними , але по-
тенційно ослабали систему.
Такими відхиленнями були:
– для італійської аварії – незаплановане перевищення
передачі потужності зі Швейцарії в Італію;
– для американської аварії – високе електроспожи-
вання, великі потоки потужності, зниження напруги, а
також змінення частоти;
– для московської аварії – підвищене електроспожи-
вання (повітряними кондиціонерами) внаслідок незви-
чайно спекотної погоди.
Крім того, в американському та італійському сценаріях
в день аварії виконувались планові ремонти генераторів
і обладнання ліній електропередачі.
Аварійна ситуація. Перед початком аварій енергосис-
теми були додатково послаблені в результаті низки по-
дій, а саме:
– для італійської аварії – відключення лінії 380 кВ Мет-
лен-Лаворго у Швейцарії;
– для американської аварії – відключення лінії електро-
передачі в Індіані, енергоблока на електростанції Іст-
лейк-5 і лінії 345 кВ Стюарт-Атланта в Огайо;
12
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
– для скандинавської аварії – відключення енергоблока
атомної електростанції Оскаршамі;
– для московської аварії – функціонування підстанції Ча-
гіно зі зниженою потужністю внаслідок аварійних ремо-
нтів основного обладнання.
В певний момент розвитку аварійної ситуації виникла
тригерна подія. Для розглядаємих аварій такими поді-
ями є:
– для італійської аварії – відключення лінії Сільц-Соазза;
– для американської аварії – відключення лінії 345 кВ
Хардінг-Чамберлін в Огайо;
– для скандинавської аварії – відключення двох систем
шин на підстанції 400 кВ Horred;
– для московської аварії – відключення ліній, які відхо-
дять від підстанції Очаково.
Тригерна подія відділяє період акумулювання багатора-
зових «непрямих» (не викликаючи безпосередньо ава-
рію) факторів від послідовності подій, представляючи
безпосередньо хід аварії та маючих явну причинно-нас-
лідковий зв’язок з послідовними фазами аварії. На по-
чаткових стадіях каскадний процес розвивається відно-
сно повільно, а в ході розвитку аварії – прискорюється.
Тригерне і наступні події каскадного розвитку аварії ви-
кликають значні коливання (хитання) потужності, що пе-
редається по лініях, перевантаження ліній і проблеми з
напругою. Це в свою чергу викликає подальші події ава-
рійної послідовності (включаючи відхилення частоти на
наступних стадіях розвитку аварії). Пристрої релейного
захисту діють як безпосередньо (при високих перетоках
потужності або низьких напругах внаслідок КЗ), так і
опосередковано – коли проблеми системи приводять
до реальних коротких замикань або нестійкості. Релей-
ний захист ізолює елемент (або групу елементів) сис-
теми від решти її частин (наприклад відключає лінії, тра-
нсформатори, генератори). Цей процес може супрово-
джуватись втратою деякого навантаження, що в свою
чергу, знову викличе хитання потужності, переванта-
ження, проблеми з напругою і т.д. На подальших стадіях
процесу розвитку аварії може виникати неконтрольо-
ване розділення системи, втрата динамічної стійкості та
колапс напруги та частоти. В результаті може бути втра-
чено значну частку навантаження. Пройшовши низку
послідовних фаз цей режим є відправною точкою відно-
влення системи.
З урахуванням актуальності аналізу каскадних аварій в
ЕЕС і визначення заходів щодо зниження ризику їх неба-
жаного розвитку важливою задачею є адекватне враху-
вання основних факторів впливу при моделюванні таких
аварій На рис. 4 наведено узагальнену схему розвитку
каскадних системних аварій в сучасних ЕЕС.
Динаміка поведінки ЕЕС в аварійних ситуаціях каскад-
ного характеру всякий раз носить індивідуальні особли-
вості, які залежать від властивостей конкретної системи,
її режимів, місць і важкості збурень, ефективності сис-
тем керування. З урахуванням викладених вище особ-
ливостей каскадного розвитку аварійних процесів мо-
жна сформулювати вимоги до математичних моделей
для дослідження таких складних процесів.
Наразі існує достатня кількість досліджень, присвячених
розробці та дослідженню цих моделей і відповідного
програмного забезпечення, що дозволяє достатньо де-
тально відтворювати в часі реальні аварійні процеси в
складних ЕЕС [1, 2, 22 – 24]. Відмови основного сило-
вого і комутаційного обладнання, відмови РЗ і ПА, а та-
кож помилки диспетчерського та оперативного персо-
налу мають об’єктивну імовірнісну природу
[1, 2, 23, 24]. Тому доцільним є задавати їх при дослі-
дженні аварійних ситуацій каскадного характеру відпо-
відними імовірнісними характеристиками. Слід зазна-
чити, що в умовах реальної відсутності статистики поми-
лок диспетчерського та оперативного персоналу мож-
ливо два підходи до моделювання цього фактора: сце-
нарного і з представленням імовірностей таких поми-
лок діапазоном значень.
Відповідно до [1, 2, 23] режимна надійність ЕЕС розумі-
ється як властивість системи зберігати задані режими
функціонування при зміні умов, відмовах елементів і ра-
птових збуреннях.
Розрізняють статичну і динамічну режимну надійність
[1, 2, 23, 24]. При оцінці статичної режимної надійності
не враховуються динамічні перехідні процеси в ЕЕС, мо-
дель системи обмежується рівняннями сталих режимів.
В межах розглядаємої роботи розглядаються питання,
які стосуються статичної режимної надійності ЕЕС.
Поширеним критерієм режимної надійності є критерій
n – 1 [1, 24 – 26], відповідно до якого виконується оцінка
наслідків відмови будь-якого силового елемента ЕЕС –
генератора, лінії, трансформатора та ін. При цьому ймо-
вірність відмови силового елемента може враховува-
тися або не враховуватися. У закордонній практиці кри-
терії n – 1 або n – 2 розглядаються зазвичай без ураху-
вання дії протиаварійної автоматики; для умов України
внаслідок наявності довгих ліній з обмеженою пропуск-
ною здатністю більш прийнятним є трактування цих кри-
теріїв з урахуванням дії протиаварійної автоматики
[24 – 26]. У [26] розглядається облік невизначеності на-
вантажень у вузлах ЕЕС при використанні критеріїв n – 1
або n – 2, і завдання вирішується шляхом моделювання
станів системи методом Монте-Карло.
У загальному випадку при моделюванні первинних збу-
рень відповідно до критеріїв n – 1 або n – 2 враховується
можливість розвитку аварії внаслідок перевантажень
елементів, неприпустимого зниження напруг і роботи
захисту та автоматики внаслідок зазначених причин.
Ймовірності відмов пристроїв захисту та автоматики мо-
жуть не враховуватися або враховуватися. Викладені
фактори розглядаються при дослідженні як статичної,
так і динамічної режимної надійності.
6
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Рис. 4. Узагальнена схема розвитку аварії в ЕЕС
Fig. 4. Generalized scheme of accident progression in the EPS
Одним з підходів до оцінки статичної режимної надій-
ності ЕЕС є підхід, пов’язаний з розрахунком послідов-
ності сталих режимів при моделюванні каскадного роз-
витку відмов [1 – 3]. Розглянемо алгоритм такої послідо-
вності розрахунків на прикладі роботи [1 – 3] у вигляді
наступних кроків.
1. При вихідному сталому режимі відбувається відмова
одного з мережевих елементів (лінії, трансформатора,
відкритого розподільчого пристрою підстанції з відклю-
ченням всіх приєднаних до нього елементів). Якщо при
цьому не відбувається порушення статичної стійкості
ЕЕС, або перевантаження по струму елементів які зали-
шилися в роботі, або неприпустимого зниження напруги
в окремих вузлах мережі, то така первинна відмова не
викликає каскадного відключення інших елементів ме-
режі.
2. Первинна відмова одного з мережевих елементів
призводить до порушення статичної стійкості ЕЕС, або
перевантаження будь-яких елементів які залишилися в
роботі, або глибокого зниження напруги. В цьому випа-
дку моделюється каскадне відключення перевантаже-
них ліній і вузлів з неприпустимо низькою напругою, з
відключенням частини навантажень і генеруючих поту-
жностей.
3. Після відключення цих елементів мережі прово-
диться новий розрахунок усталеного режиму з оцінкою
його статичної або термічної стійкості та при їх пору-
шенні – відключення перевантажених елементів мережі
з втратою частини навантажень і генерації подібно по-
передньому.
4. Розрахунки повторюються до тих пір, поки система не
розділиться на ізольовано що працюють частини, і
13
14
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
залишилися в роботі елементи не будуть працювати в
допустимому режимі.
В якості інтегрального показника функціонування
об’єктів енергетики часто використовують показник ри-
зику [1, 27 – 30]. В останні десятиріччя для прийняття
ефективних рішень щодо стратегії управління режи-
мами ЕЕС в промислово розвинених країнах використо-
вують стратегію ризик-менеджменту [1, 2, 28].
У загальному випадку при каскадному розвитку первин-
ної відмови враховуються ймовірності відмов захистів,
що відключають елементи мережі при неприпустимих
параметрах їх режиму [2]. При цьому ймовірності станів
системи в результаті каскадних відмов з урахуванням
незалежності відповідних випадкових подій визнача-
ються за формулою [30]:
( )
≠
= =∑∏ ∏
,
, 1,l l i j
i j i j i
p D q p l L , (1)
де pl(Dl) – ймовірність дефіциту потужності величиною
Dl в розглянутому стані l системи; qi – ймовірність від-
мови елемента або захисту; pj – ймовірність безвідмов-
ної роботи елемента або захисту; i, j – номери елемен-
тів ЕЕС.
Як показник для оцінки режимної надійності в даному
випадку часто використовується показник ризику, який
визначається за формулою [26, 30]:
( )
=
= ⋅ =∑
1
, 1,
L
k l l l
l
R p D D k K , (2)
де K – кількість первинних відмов.
В [1, 2] дана модифікація оцінки ризику з урахуванням питомого збитку від раптовості дефіциту потужності для
конкретних споживачів:
( )
= =
= ⋅ ⋅ =∑ ∑ вн
1 1
, 1,
L n
ky l l i і
l i
R p D D y k K , (3)
де n – число вузлів схеми розподільної електричної мережі, решта позначень відповідають.
Висновки. 1. Проаналізовано причини та механізми ро-
звитку найбільш важких системних аварій, які виникали
в сучасних ЕЕС.
2. За результатами аналізу послідовностей подій в умо-
вах розвитку системних аварій, що відбулися в останні
десятиріччя в ЕЕС різних країн сформований узагальне-
ний сценарій каскадного процесу розвитку аварії.
3. Для оцінки статичної режимної надійності ЕЕС запро-
поновано підхід, пов’язаний з розрахунком статистич-
ним моделюванням за критерієм n – 1 послідовності
сталих режимів при моделюванні каскадного розвитку
відмов обладнання.
4. Наведено аналітичні залежності для визначення ймо-
вірності станів системи в результаті каскадних відмов та
ризику як інтегрального показника оцінки режимної на-
дійності.
ПОСИЛАННЯ
1. Бардик Є. І., Бондаренко О. Л. Оцінка режимної на-
дійності електроенергетичної системи на основі ви-
значення індексу ризику при відмовах вузлів наван-
таження з відповідальними споживачами. Технічні
науки та технології. 2019. № 2(16). С. 105-117.
2. Костерєв М. В., Бардик Є. І. Питання побудови нечіт-
ких моделей оцінки технічного стану об’єктів елект-
ричних систем. Київ : НТУУ «КПІ», 2010. 131 с.
3. An integrated framework for power and ICT system risk-
based security assessment / E. Ciapessoni et al. 2013
IEEE Grenoble PowerTech, Grenoble, 16–20 June 2013.
2013. URL: https://doi.org/10.1109/ptc.2013.6652182.
4. Review on Risk Assessment of Power System / Y. Shi-
wen et al. Procedia Computer Science. 2017. Vol. 109.
P. 1200–1205. URL:
https://doi.org/10.1016/j.procs.2017.05.399.
5. Operational Risk Assessment and control: A probabilis-
tic approach / E. Ciapessoni et al. 2010 IEEE PES Innova-
tive Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT
Europe), Gothenburg, Sweden, 11–13 October 2010.
2010. URL:
https://doi.org/10.1109/isgteurope.2010.5638975.
6. Dobson I., Newman D. E. Cascading blackout overall
structure and some implications for sampling and miti-
gation. International Journal of Electrical Power & En-
ergy Systems. 2017. Vol. 86. P. 29–32.
URL: https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.09.006.
7. Distributed Accommodation for Distributed Generation
– From the View of Power System Blackouts / B. Liu et
al. Communications in Computer and Information
https://doi.org/10.1109/ptc.2013.6652182
https://doi.org/10.1016/j.procs.2017.05.399
https://doi.org/10.1109/isgteurope.2010.5638975
https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.09.006
15
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Science. Singapore, 2018. P. 236–246.
URL: https://doi.org/10.1007/978-981-13-2381-2_22.
8. Wu Y.-K., Chang S. M., Hu Y.-L. Literature Review of
Power System Blackouts. Energy Procedia. 2017.
Vol. 141. P. 428–431. URL:
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.11.055.
9. McDonald J. D. F., Pal B. C. Representing the risk im-
posed by different strategies of distribution system op-
eration. 2006 IEEE Power Engineering Society General
Meeting, Montreal, Que., Canada, 18–22 June 2006.
2006. URL: https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550.
10. Phuangpornpitak N., Tia S. Opportunities and Chal-
lenges of Integrating Renewable Energy in Smart Grid
System. Energy Procedia. 2013. Vol. 34. P. 282–290.
URL: https://doi.org/10.1016/j.egypro.2013.06.756.
11. Marwat I., Khan F., Rehman A. Avoidance of blackout
using Automatic node switching technique through
ETAP. Int. J. Sci. Eng. Res. 2017. Vol. 10. P. 715–720.
12. Frequency transient analysis of countrywide blackout of
Bangladesh Power System on 1st November, 2014 /
M. A. Kabir et al. 2015 International Conference on Ad-
vances in Electrical Engineering (ICAEE), Dhaka, 17–19
December 2015. 2015. URL:
https://doi.org/10.1109/icaee.2015.7506847.
13. Veloza O. P., Santamaria F. Analysis of major blackouts
from 2003 to 2015: Classification of incidents and re-
view of main causes. The Electricity Journal. 2016.
Vol. 29, no. 7. P. 42–49.
URL: https://doi.org/10.1016/j.tej.2016.08.006.
14. Pourbeik P., Kundur P. S., Taylor C. W. The anatomy of a
power grid blackout - Root causes and dynamics of re-
cent major blackouts. IEEE Power and Energy Magazine.
2006. Vol. 4, no. 5. P. 22–29.
URL: https://doi.org/10.1109/mpae.2006.1687814.
15. Atputharajah A., Saha T. K. Power system blackouts - lit-
erature review. 2009 International Conference on In-
dustrial and Information Systems (ICIIS), Peradeniya, Sri
Lanka, 28–31 December 2009. 2009.
URL: https://doi.org/10.1109/iciinfs.2009.5429818.
16. Atputharajah A., Saha T. K. Power system blackouts - lit-
erature review. 2009 International Conference on In-
dustrial and Information Systems (ICIIS), Peradeniya, Sri
Lanka, 28–31 December 2009. 2009.
URL: https://doi.org/10.1109/iciinfs.2009.5429818.
17. Causes of the 2003 Major Grid Blackouts in North Amer-
ica and Europe, and Recommended Means to Improve
System Dynamic Performance / G. Andersson et al. IEEE
Transactions on Power Systems. 2005. Vol. 20, no. 4.
P. 1922–1928. URL:
https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857942.
18. U.S.-Canada Power System Outage Task Force. Final re-
port on the August 14, 2003 blackout in the United
States and Canada: Causes and recommendations.
Ottawa : Natural Resources Canada, 2004. 228 p.
19. Berizzi A. The Italian 2003 blackout. 2004 IEEE Power
Engineering Society General Meeting, Denver, CO, USA.
URL: https://doi.org/10.1109/pes.2004.1373159.
20. Causes of the 2003 Major Grid Blackouts in North Amer-
ica and Europe, and Recommended Means to Improve
System Dynamic Performance / G. Andersson et al. IEEE
Transactions on Power Systems. 2005. Vol. 20, no. 4.
P. 1922–1928. URL:
https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857942.
21. Larsson S., Ek E. The black-out in southern Sweden and
eastern Denmark, September 23, 2003. 2004 IEEE
Power Engineering Society General Meeting, Denver,
CO, USA.
URL: https://doi.org/10.1109/pes.2004.1373158.
22. A Survey on Power System Blackout and Cascading
Events: Research Motivations and Challenges / H. Haes
Alhelou et al. Energies. 2019. Vol. 12, no. 4. P. 682.
URL: https://doi.org/10.3390/en12040682.
23. Dobson I., Newman D. E. Cascading blackout overall
structure and some implications for sampling and miti-
gation. International Journal of Electrical Power & En-
ergy Systems. 2017. Vol. 86. P. 29–32.
URL: https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.09.006.
24. A probabilistic risk-based security assessment tool al-
lowing contingency forecasting / E. Ciapessoni et
al. 2018 IEEE International Conference on Probabilistic
Methods Applied to Power Systems (PMAPS), Boise, ID,
24–28 June 2018. 2018. URL:
https://doi.org/10.1109/pmaps.2018.8440526.
25. Overview of power system operational reliability / Yu-
anzhang Sun et al. 2010 IEEE 11th International Confer-
ence on Probabilistic Methods Applied to Power Systems
(PMAPS), Singapore, Singapore, 14–17 June 2010. 2010.
URL: https://doi.org/10.1109/pmaps.2010.5528993.
26. Goerdin S. A. V., Smit J. J., Mehairjan R. P. Y. Monte
Carlo simulation applied to support risk-based decision
making in electricity distribution networks. 2015 IEEE
Eindhoven PowerTech, Eindhoven, Netherlands, 29 June
– 2 July 2015. 2015. URL:
https://doi.org/10.1109/ptc.2015.7232494.
27. Li W. Risk assessment of power systems: Models, meth-
ods, and applications. Piscataway, NJ : IEEE Press, 2005.
325 p.
28. Escalera A., Hayes B., Prodanović M. A survey of reliabil-
ity assessment techniques for modern distribution net-
works. Renewable and Sustainable Energy Reviews.
2018. Vol. 91. P. 344–357.
URL: https://doi.org/10.1016/j.rser.2018.02.031.
29. McDonald J. D. F., Pal B. C. Representing the risk im-
posed by different strategies of distribution system op-
eration. 2006 IEEE Power Engineering Society General
https://doi.org/10.1007/978-981-13-2381-2_22
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.11.055
https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2013.06.756
https://doi.org/10.1109/icaee.2015.7506847
https://doi.org/10.1016/j.tej.2016.08.006
https://doi.org/10.1109/mpae.2006.1687814
https://doi.org/10.1109/iciinfs.2009.5429818
https://doi.org/10.1109/iciinfs.2009.5429818
https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857942
https://doi.org/10.1109/pes.2004.1373159
https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857942
https://doi.org/10.1109/pes.2004.1373158
https://doi.org/10.3390/en12040682
https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.09.006
https://doi.org/10.1109/pmaps.2018.8440526
https://doi.org/10.1109/pmaps.2010.5528993
https://doi.org/10.1109/ptc.2015.7232494
https://doi.org/10.1016/j.rser.2018.02.031
16
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Meeting, Montreal, Que., Canada, 18–22 June 2006.
2006. URL: https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550.
30. A Review of Risk Assessment Methods for Power Sys-
tem / L. Zhao et al. MATEC Web of Conferences. 2017.
Vol. 139. P. 00175. URL:
https://doi.org/10.1051/matecconf/201713900175.
REFERENCES
1. Bardyk Ye, and Bondarenko O. Otsinka rezhymnoi na-
diinosti elektroenerhetychnoi systemy na osnovi
vyznachennia indeksu ryzyku pry vidmovakh vuzliv
navantazhennia z vidpovidalnymy spozhyvachamy, [As-
sessment of regime reliability of electric power system
based on the definition of risk index in case of failure of
the load with responsible consumers]. Technical sci-
ences and technologies. 2019. no. 2(16). pp. 105-117.
2. Bardyk E. I., Kosterev M. V. Pytannia pobudovy
nechitkykh modelei otsinky tekhnichnoho stanu obiek-
tiv elektrychnykh system, [The issue of building fuzzy
models for assessing the technical condition of objects
of electrical systems]. Kyiv: NTUU «KPI», 2010, 131 pp.
3. An integrated framework for power and ICT system risk-
based security assessment / E. Ciapessoni et al. 2013
IEEE Grenoble PowerTech, Grenoble, 16–20 June 2013.
2013. URL: https://doi.org/10.1109/ptc.2013.6652182.
4. Review on Risk Assessment of Power System / Y. Shi-
wen et al. Procedia Computer Science. 2017. Vol. 109.
P. 1200–1205. URL:
https://doi.org/10.1016/j.procs.2017.05.399.
5. Operational Risk Assessment and control: A probabilis-
tic approach / E. Ciapessoni et al. 2010 IEEE PES Innova-
tive Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT
Europe), Gothenburg, Sweden, 11–13 October 2010.
2010. URL:
https://doi.org/10.1109/isgteurope.2010.5638975.
6. Dobson I., Newman D. E. Cascading blackout overall
structure and some implications for sampling and miti-
gation. International Journal of Electrical Power & En-
ergy Systems. 2017. Vol. 86. P. 29–32.
URL: https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.09.006.
7. Distributed Accommodation for Distributed Generation
– From the View of Power System Blackouts / B. Liu et
al. Communications in Computer and Information Sci-
ence. Singapore, 2018. P. 236–246.
URL: https://doi.org/10.1007/978-981-13-2381-2_22.
8. Wu Y.-K., Chang S. M., Hu Y.-L. Literature Review of
Power System Blackouts. Energy Procedia. 2017.
Vol. 141. P. 428–431. URL:
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.11.055.
9. McDonald J. D. F., Pal B. C. Representing the risk im-
posed by different strategies of distribution system
operation. 2006 IEEE Power Engineering Society Gen-
eral Meeting, Montreal, Que., Canada, 18–22 June
2006. 2006. URL:
https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550.
10. Phuangpornpitak N., Tia S. Opportunities and Chal-
lenges of Integrating Renewable Energy in Smart Grid
System. Energy Procedia. 2013. Vol. 34. P. 282–290.
URL: https://doi.org/10.1016/j.egypro.2013.06.756.
11. Marwat I., Khan F., Rehman A. Avoidance of blackout
using Automatic node switching technique through
ETAP. Int. J. Sci. Eng. Res. 2017. Vol. 10. P. 715–720.
12. Frequency transient analysis of countrywide blackout of
Bangladesh Power System on 1st November, 2014 /
M. A. Kabir et al. 2015 International Conference on Ad-
vances in Electrical Engineering (ICAEE), Dhaka, 17–19
December 2015. 2015. URL:
https://doi.org/10.1109/icaee.2015.7506847.
13. Veloza O. P., Santamaria F. Analysis of major blackouts
from 2003 to 2015: Classification of incidents and re-
view of main causes. The Electricity Journal. 2016.
Vol. 29, no. 7. P. 42–49.
URL: https://doi.org/10.1016/j.tej.2016.08.006.
14. Pourbeik P., Kundur P. S., Taylor C. W. The anatomy of a
power grid blackout - Root causes and dynamics of re-
cent major blackouts. IEEE Power and Energy Magazine.
2006. Vol. 4, no. 5. P. 22–29.
URL: https://doi.org/10.1109/mpae.2006.1687814.
15. Atputharajah A., Saha T. K. Power system blackouts - lit-
erature review. 2009 International Conference on In-
dustrial and Information Systems (ICIIS), Peradeniya, Sri
Lanka, 28–31 December 2009. 2009.
URL: https://doi.org/10.1109/iciinfs.2009.5429818.
16. Atputharajah A., Saha T. K. Power system blackouts - lit-
erature review. 2009 International Conference on In-
dustrial and Information Systems (ICIIS), Peradeniya, Sri
Lanka, 28–31 December 2009. 2009.
URL: https://doi.org/10.1109/iciinfs.2009.5429818.
17. Causes of the 2003 Major Grid Blackouts in North Amer-
ica and Europe, and Recommended Means to Improve
System Dynamic Performance / G. Andersson et al. IEEE
Transactions on Power Systems. 2005. Vol. 20, no. 4.
P. 1922–1928. URL:
https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857942.
18. U.S.-Canada Power System Outage Task Force. Final re-
port on the August 14, 2003 blackout in the United
States and Canada: Causes and recommendations.
Ottawa : Natural Resources Canada, 2004. 228 p.
19. Berizzi A. The Italian 2003 blackout. 2004 IEEE Power
Engineering Society General Meeting, Denver, CO, USA.
URL: https://doi.org/10.1109/pes.2004.1373159.
20. Causes of the 2003 Major Grid Blackouts in North Amer-
ica and Europe, and Recommended Means to Improve
System Dynamic Performance / G. Andersson et al. IEEE
https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550
https://doi.org/10.1051/matecconf/201713900175
https://doi.org/10.1109/ptc.2013.6652182
https://doi.org/10.1016/j.procs.2017.05.399
https://doi.org/10.1109/isgteurope.2010.5638975
https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.09.006
https://doi.org/10.1007/978-981-13-2381-2_22
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.11.055
https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2013.06.756
https://doi.org/10.1109/icaee.2015.7506847
https://doi.org/10.1016/j.tej.2016.08.006
https://doi.org/10.1109/mpae.2006.1687814
https://doi.org/10.1109/iciinfs.2009.5429818
https://doi.org/10.1109/iciinfs.2009.5429818
https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857942
https://doi.org/10.1109/pes.2004.1373159
17
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Transactions on Power Systems. 2005. Vol. 20, no. 4.
P. 1922–1928. URL:
https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857942.
21. Larsson S., Ek E. The black-out in southern Sweden and
eastern Denmark, September 23, 2003. 2004 IEEE
Power Engineering Society General Meeting, Denver,
CO, USA.
URL: https://doi.org/10.1109/pes.2004.1373158.
22. A Survey on Power System Blackout and Cascading
Events: Research Motivations and Challenges / H. Haes
Alhelou et al. Energies. 2019. Vol. 12, no. 4. P. 682.
URL: https://doi.org/10.3390/en12040682.
23. Dobson I., Newman D. E. Cascading blackout overall
structure and some implications for sampling and miti-
gation. International Journal of Electrical Power & En-
ergy Systems. 2017. Vol. 86. P. 29–32.
URL: https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.09.006.
24. A probabilistic risk-based security assessment tool al-
lowing contingency forecasting / E. Ciapessoni et
al. 2018 IEEE International Conference on Probabilistic
Methods Applied to Power Systems (PMAPS), Boise, ID,
24–28 June 2018. 2018. URL:
https://doi.org/10.1109/pmaps.2018.8440526.
25. Overview of power system operational reliability / Yu-
anzhang Sun et al. 2010 IEEE 11th International Confer-
ence on Probabilistic Methods Applied to Power Systems
(PMAPS), Singapore, Singapore, 14–17 June 2010. 2010.
URL: https://doi.org/10.1109/pmaps.2010.5528993.
26. Goerdin S. A. V., Smit J. J., Mehairjan R. P. Y. Monte
Carlo simulation applied to support risk-based decision
making in electricity distribution networks. 2015 IEEE
Eindhoven PowerTech, Eindhoven, Netherlands, 29 June
– 2 July 2015. 2015. URL:
https://doi.org/10.1109/ptc.2015.7232494.
27. Li W. Risk assessment of power systems: Models, meth-
ods, and applications. Piscataway, NJ : IEEE Press, 2005.
325 p.
28. Escalera A., Hayes B., Prodanović M. A survey of reliabil-
ity assessment techniques for modern distribution net-
works. Renewable and Sustainable Energy Reviews.
2018. Vol. 91. P. 344–357.
URL: https://doi.org/10.1016/j.rser.2018.02.031.
29. McDonald J. D. F., Pal B. C. Representing the risk im-
posed by different strategies of distribution system op-
eration. 2006 IEEE Power Engineering Society General
Meeting, Montreal, Que., Canada, 18–22 June 2006.
2006. URL: https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550.
30. A Review of Risk Assessment Methods for Power Sys-
tem / L. Zhao et al. MATEC Web of Conferences. 2017.
Vol. 139. P. 00175. URL:
https://doi.org/10.1051/matecconf/201713900175.
https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857942
https://doi.org/10.1109/pes.2004.1373158
https://doi.org/10.3390/en12040682
https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.09.006
https://doi.org/10.1109/pmaps.2018.8440526
https://doi.org/10.1109/pmaps.2010.5528993
https://doi.org/10.1109/ptc.2015.7232494
https://doi.org/10.1016/j.rser.2018.02.031
https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550
https://doi.org/10.1051/matecconf/201713900175
|
| id | veorgua-article-406 |
| institution | Vidnovluvana energetika |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:11:27Z |
| publishDate | 2023 |
| publisher | Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | veorgua/c4/96e707319d9f3a35fc6a968b0ab512c4.pdf |
| spelling | veorgua-article-4062026-07-18T06:32:18Z ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION АНАЛІЗ МЕТОДІВ І АЛГОРИТМІВ ДОСЛІДЖЕННЯ РЕЖИМНОЇ НАДІЙНОСТІ ЕНЕРГОСИСТЕМ В УМОВАХ КАСКАДНОГО РОЗВИТКУ ВІДМОВ Bardyk, Ye. Bondarenko, О. Zakliuka, I. regime reliability, cascade failure, risk, power system, probability, statistical modeling. режимна надійність, каскадна аварія, ризик, енергосистема, імовірність, статистичне моделювання. The causes and escalation mechanisms of the most prominent systemic accidents and cascading failures that occurred in different countries around the world in the last decade have been analyzed. Three gradations of possible state changes in electric power systems (EPS) from the perspective of the risk of accidents have been identified. Based on the results of the analysis of sequences of events in the conditions of the progression of system accidents, a generalized scenario of the cascading process of the progression of the accident was formed. Based on the results of the analysis of sequences of events in the conditions of the system failures progression, a generalized scenario of the cascading failure process has been formulated. A comprehensive probabilistic-statistical approach and algorithm for studying the regime reliability of EPS in the event of equipment failures and the progression of cascading failures have been proposed. This approach is grounded on the use of risk as a reliability indicator, enabling the determination of the operational resource and the probability of equipment failure within the observation time interval. It also allows for the assessment of the risk of cascading accidents and the severity level of the system's final states in conditions of information uncertainty. Проаналізовано причини виникнення і механізми ескалації найбільш відомих системних аварій і каскадних відмов, що відбулися в різних країнах світу в останні десятиліття. Виділено три градації можливих змін станів в електроенергетичних системах (ЕЕС) з точки зору ризику виникнення аварії. За результатами аналізу послідовностей подій в умовах розвитку системних аварій сформований узагальнений сценарій каскадного процесу розвитку аварії. Запропоновано комплексний імовірнісно-статистичний підхід і алгоритм для дослідження режимної надійності ЕЕС при відмовах електрообладнання і каскадного розвитку відмов, який ґрунтується на використанні ризику в якості показника надійності, що дає можливість визначити ресурс працездатності та імовірність відмови обладнання на інтервалі часу спостереження, оцінювати ризик розвитку каскадної аварії та рівень важкості кінцевих станів системи в умовах невизнаності інформації. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2023-09-25 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/406 10.36296/1819-8058.2023.3(74).6-17 Vidnovluvana energetika ; No. 3(74) (2023): Scientific and applied Journal renewable energy ; 6-17 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 3(74) (2023): Scientific and applied Journal renewable energy ; 6-17 Відновлювана енергетика; № 3(74) (2023): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 6-17 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2023.3(74) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/406/317 Copyright (c) 2023 Ye. Bardyk, О. Bondarenko, I. Zakliuka https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0 |
| spellingShingle | regime reliability cascade failure risk power system probability statistical modeling. Bardyk, Ye. Bondarenko, О. Zakliuka, I. ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION |
| title | ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION |
| title_alt | АНАЛІЗ МЕТОДІВ І АЛГОРИТМІВ ДОСЛІДЖЕННЯ РЕЖИМНОЇ НАДІЙНОСТІ ЕНЕРГОСИСТЕМ В УМОВАХ КАСКАДНОГО РОЗВИТКУ ВІДМОВ |
| title_full | ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION |
| title_fullStr | ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION |
| title_full_unstemmed | ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION |
| title_short | ANALYSIS OF METHODS AND ALGORITHMS FOR STUDYING THE REGIME RELIABILITY OF POWER SYSTEMS IN CONDITIONS OF CASCADE FAILURE PROGRESSION |
| title_sort | analysis of methods and algorithms for studying the regime reliability of power systems in conditions of cascade failure progression |
| topic | regime reliability cascade failure risk power system probability statistical modeling. |
| topic_facet | regime reliability cascade failure risk power system probability statistical modeling. режимна надійність каскадна аварія ризик енергосистема імовірність статистичне моделювання. |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/406 |
| work_keys_str_mv | AT bardykye analysisofmethodsandalgorithmsforstudyingtheregimereliabilityofpowersystemsinconditionsofcascadefailureprogression AT bondarenkoo analysisofmethodsandalgorithmsforstudyingtheregimereliabilityofpowersystemsinconditionsofcascadefailureprogression AT zakliukai analysisofmethodsandalgorithmsforstudyingtheregimereliabilityofpowersystemsinconditionsofcascadefailureprogression AT bardykye analízmetodívíalgoritmívdoslídžennârežimnoínadíjnostíenergosistemvumovahkaskadnogorozvitkuvídmov AT bondarenkoo analízmetodívíalgoritmívdoslídžennârežimnoínadíjnostíenergosistemvumovahkaskadnogorozvitkuvídmov AT zakliukai analízmetodívíalgoritmívdoslídžennârežimnoínadíjnostíenergosistemvumovahkaskadnogorozvitkuvídmov |