Bulk system reliability-measurement and indices

Schneider, A.; Raksany, J.; Gunderson, R. O.; Fong, C.C.; Billington, R.; O'Neill, Pete; Silverstein, B.

doi:10.1109/59.32568

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“…O índice severidade (Schneider et al, 1989) é um dos mais importantes indicadores de risco probabilístico. Este é expresso em termos de minutos sistema, minutos padrão ou, simplesmente, minuto.…”

Section: O íNdice Severidadeunclassified

“…É também um indicador bastante flexível, pois pode ser avaliado para diferentes agregações espaciais e temporais. Matematicamente, a severidade (S) é expressa por (Schneider et al, 1989):…”

Section: O íNdice Severidadeunclassified

“…A utilização de métodos probabilísticos em sistemas elétricos de potência tem evoluído lentamente desde os anos sessenta. Isto é evidente a partir da literatura existente (ONS, 2006;Schneider et al, 1989;Ran, 2003;Soares, 2002), que mostra algumas aplicações interessantes, tanto no planejamento como na operação desses sistemas.…”

Section: Critério Probabilístico Para Análises De Intervenções Pro-grunclassified

“…Informações adicionais e detalhes sobre como este tipo de análise é realizada podem ser obtidas em (Lima, 2007) Passo 2: Se o índice de severidade do sistema para o desligamento solicitado for maior do que 10 minutos (bloco 2, Figura 4), este será rejeitado (bloco 3, Figura 4). O conceito do índice de severidade, definido em (ONS, 2004;Schneider et al, 1989) é brevemente descrito na Seção 3.2;…”

Section: Critério Probabilístico Para Análises De Intervenções Pro-grunclassified

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Desafios e vantagens da utilização de critérios probabilísticos no planejamento de sistemas elétricos

Lima

Lourenço

Schilling

2012

Sba Controle & Automação

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O sistema elétrico brasileiro tem sido projetado e operado através do uso de um conjunto de critérios de confiabilidade determinísticos. Esses critérios têm cumprido um papel importante no desenho e na operação do sistema durante décadas. Entretanto, tendem à utilização menos otimizada dos recursos disponíveis e no excesso de instalações de reserva de capacidade de transmissão, com impacto direto nos custos associados ao planejamento e operação do sistema. No planejamento da expansão, por exemplo, o critério determinístico mais utilizado é o n-1. Com relação à aprovação de intervenções programadas na rede básica, o principal critério determinístico adotado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é o n-2. Esse critério estabelece que o sistema elétrico deve suportar a indisponibilidade simultânea de um elemento de transmissão que esteja fora de operação para manutenção e de qualquer outro elemento por contingência, sem que ocorram violações dos indicadores de desempenho do sistema. Este artigo discute as limitações desses critérios determinísticos e propõe uma nova metodologia para avaliação de intervenções programadas, com base em técnicas probabilísticas. A nova metodologia permite uma avaliação mais precisa e flexível de agendamento de interrupções durante dias úteis em período de carga média, sem que o grau de risco do sistema se eleve a níveis preocupantes. Os resultados esperados com esse novo critério correspondem à redução dos custos de operação e de manutenção que, por sua vez, implicam na redução das tarifas de energia paga pelos consumidores.

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Section: O íNdice Severidadeunclassified

Section: Critério Probabilístico Para Análises De Intervenções Pro-grunclassified

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Desafios e vantagens da utilização de critérios probabilísticos no planejamento de sistemas elétricos

Lima

Lourenço

Schilling

2012

Sba Controle & Automação

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“…The adequacy relates to both generation and transmission aspects in the system. Several indices can be used to quantify the adequacy of an electricity generation system [1,[9][10][11][12][13][14]. The most commonly used are the Loss-of-load probability (LOLP), the Loss-of-load expectancy (LOLE) and the Loss-of-energy expectancy (LOEE A load exceeds the available generating capacity in a given time span [10].…”

Section: A Maintaining the Reliability Of Electricity Generation Sysmentioning

confidence: 99%

Applying Markov chains for the determination of the capacity credit of wind power

Luickx

Vandamme

Pérez

et al. 2009

2009 6th International Conference on the European Energy Market

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Investments in wind power occur everywhere in the world. The value of these investments for integration in an electricity generation system cannot be determined in the same way as conventional electricity sources due to the variable and relative unpredictable nature of wind power. Wind power can only to some limited extend be centrally dispatched. To look at the long term value of investments in wind power, the term capacity credit can be used. It defines the level of conventional generation that can be replaced by wind power generation. Using four adequacy indices, namely Loss-of-load Expectancy (LOLE), Loss of Energy Expectation (LOEE), Loss-of-load Frequency (LOLF) and Expected Interruption Cost (EIC), the Peak load Carrying Capability (PLCC) is established for different sizes andlocations of wind power in a system. The PLCC can be seen as a way to quantify the capacity credit of wind power since it determines how much the load can be increased for a given level of wind power investment, while maintaining the system reliability. The adequacy indices are found to vary depending on size and location of wind power investments, therefore causing the PLCC to change accordingly. A Monte Carlo approach is used for determining the indices. Expected and unexpected outages of system elements are simulated and evaluated against system load. Wind power data are generated through Markov chains, based on actual meteorological data from Belgian weather measurement sites, thereby preserving the same statistical properties as the original data.

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An electric power purchase strategy for bilateral contracts focusing on reliability of customers

Niioka

Yokoyama

2006

Electrical Engineering Japan

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SUMMARYWith the introduction of the competitive electrical power market, large-scale customers can select electric power suppliers. Customers need to consider not only the economical efficiency but also reliability, to decide the amount of electrical power to purchase. This paper develops an economic electric power purchase strategy for customers focusing on reliability. A bilateral contract model expressing electric power suppliers as generators with a forced outage rate is proposed and introduced to assess potential outage risks of the bilateral contract between an electric power supplier and a customer. The outage-related cost, consisting of potential outage risks and the estimated outage cost, is also proposed and introduced as an index of the reliability on the customer side, and an optimal reliability level of a customer is obtained by using the index. Several numerical examples demonstrate the availability of the proposed electric power purchase decision method and reliability improvement strategies for customers are discussed.

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Bulk system reliability-measurement and indices

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Desafios e vantagens da utilização de critérios probabilísticos no planejamento de sistemas elétricos

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Applying Markov chains for the determination of the capacity credit of wind power

An electric power purchase strategy for bilateral contracts focusing on reliability of customers

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