Voltage Stability

Scott Ghiocel and Joe ChowRensselaer Polytechnic Institute

ghiocel@alum.rpi.edu, chowj@rpi.edu June 3‐4, 2013Washington, DC

DOE/OE Transmission Reliability Program

Project Objective

• Synchrophasor‐based voltage stability (VS) analysis• Real‐time monitoring of VS margins considering:

– Actual system conditions (adjusting the model using online measurements)

– Complex power transfer paths (instead of radial)– Contingencies– Computational efficiency

• Project Status – near completion– Started January 2013– Scheduled completion by end of July 2014

New Idea: The AQ‐Bus Type• Eliminates the Jacobian singularity at the maximum power transfer point• Specify the voltage angle for the load bus (remove 1 unknown)• Remove load P equation (load power not enforced)

• No load parameter required• This reduced Jacobian matrix is nonsingular at the maximum loading 

point [1]

Specified bus angle

Removed P equation

Reduced Jacobian

[1] Ghiocel, S.G.; Chow, J.H., "A Power Flow Method Using a New Bus Type for Computing Steady-State Voltage Stability Margins," IEEE Transactions on Power Systems, vol.29, no.2, pp.958-965, March 2014

Features of the AQ‐Bus Method• Includes all features of conventional power flow:

– Tap‐changing transformers– Shunt compensation– Reactive power limits

• Compute VS margins by adjusting the AQ bus voltage angle relative to the swing (AV) bus  indirectly increases power transfer

• Accommodates multiple loads and generators• Useful for fast contingency‐based voltage stability analysis• Can be generalized to large power systems:

Bus types  Bus representation Fixed values

PV Generator buses Fixed active power generation and bus voltage

PQ Load buses Fixed active and reactive power consumption

AV Swing bus (generator) Fixed angle (A) and voltage magnitude

AQ Load bus Fixed voltage angle and reactive power consumption

Hybrid VSA Example: Central NY

• Phasor data from 6 PMUs provided by New York Power Authority (NYPA)

• 13‐bus observable subnetwork• Pseudo‐PMU data calculated on 

the non‐PMU buses using a phasor‐only state estimator (PSE)

• Power flows from West and North towards NYC

• Critical power transfer interfaces • Weaker ties to ISO‐New England 

and other neighboring control areas Oakdale

OswegoComplex

Clay

Marcy 765

Edic

Massena

Chateauguay

NewScotland

Gilboa

Alps

Leeds

Fraser

RockTavern

Roseton E. Fishkill

PleasantValley

Marcy 345

Moses

(with synchrophasors shown)NYS TRANSMISSION SYSTEM

PMU Location

Scott Ghiocel – Rensselaer Polytechnic Institute

345 kV

765 kV Est. Location

Unmeasured Current

230 kV

CSCVolney

CoopersCorners

Marcy SouthInterface

Central EastInterface

Total EastInterface

New EnglandInterface

• Calculated PV curves based on actual system conditions• Measurement‐adjusted

model• Includes SVC equipment

limits• Multiple generation

sources based oninformation from PMU data

Computed PV Curves for NY System

Credit:   E. Heredia, D. Kosterev, M. Donnelly, “Wind Hub Reactive Resource Coordination and Voltage Control Study by Sequence Power Flow, 2013 IEEE PES General Meeting, July 2013.

Unobservable

Measurements

G

GThévenin equiv.

(swing bus)

PQ PQ PV PQ PQ PV

Edge of the observable 

networkAQ bus (negative load)

BPA Wind Hub Diagram 

• 600 MW wind interconnection • Huge voltage variations• Weak system (line outage)• Wind plant curtailment• Shunt capacitor issues 

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2

P (p

.u.)

Wind Farm Response (at point of connection)

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

-0.25

-0.2

-0.15

-0.1

-0.05

0

0.05

Q (p

.u.)

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 90000.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

Time (s)

V (p

.u.)

P

V

Q

~14%variation

Time (s)

Wind plantcurtailment

0 100 200 300 400 500 600

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Time (min)

Pow

er (p

.u.)

WP 1WP 2WP 3WP 4WP 5WP 6

Voltage Issues at a BPA Wind Hub

Wind turbine output over 10 hrs

PV Curves with East‐WH Line Outage Contingency

1 2 3 4 5 60.85

0.9

0.95

1

1.05

Wind Hub Power (p.u.)

Win

d H

ub V

olta

ge M

agni

tude

(p.u

.)

MeasuredVS CalcVS Calc. (contingency)

1 2 3 4 5 60.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

Wind Hub Power (p.u.)

Wes

t Vol

tage

Mag

nitu

de (p

.u.)

MeasuredVS CalcVS Calc. (contingency)

1 2 3 4 50.9

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

Wind Hub Power (p.u.)

Eas

t Vol

tage

Mag

nitu

de (p

.u.)

West bus Wind Hub bus

East bus

• Local voltage issues on 230 kV system 

• Some stiff buses (Big Creek generators) and weak buses (particularly Bus 11)

• Reactive power support and series compensation on high‐voltage lines

• Some wind generation around Bus 17

• PMU data – one data point per minute 

Ongoing Analysis: Southern California

Accomplishments• Development of AQ‐bus method for VS analysis:

– Publications• S.G. Ghiocel, J.H. Chow, “A Power Flow Method Using a New Bus Type for Computing 

Steady‐State Voltage Stability Margins,” IEEE Transactions on Power Systems, vol.29, no.2, pp.958‐965, March 2014

• S.G. Ghiocel, J.H. Chow, R. Quint, D. Kosterev, D.J. Sobajic, “Computing measurement‐based voltage stability margins for a wind power hub using the AQ‐bus method,” Power and Energy Conference at Illinois (PECI), March 2014 

• S.G. Ghiocel, J.H. Chow, G. Stefopoulos, B. Fardanesh, D. Maragal, D.B. Bertagnolli, M. Swider, M. Razanousky, D.J. Sobajic, “Phasor‐measurement‐based Voltage Stability Margin Calculation for a Power Transfer Interface with Multiple Injections and Transfer Paths,” Power Systems Computation Conference, August 2014 (accepted)

– Patent application filed (May 2014)• Interest from a commercial software vendor

• Measurement‐based VS analysis development and demonstration:– Central NY power transfer interfaces– BPA wind hub

Project Status

• Deliverables for FY14:– Application installation and testing at BPA

• Installation – June 2014• Testing – June‐July 2014• Report – July 2014

– SCE voltage stability analysis report – June 2014– Final report – July 2014– Demonstrate the online application at NASPI VSA Workshop 

(tentative) – October 2014

• Risk Factors:– Data availability– Data accuracy

Follow‐on Work• New PMU data

– Increased BPA PMU availability for wide‐area VS assessment– New wind and solar plant PMU data from Southern California– Wind turbine PMU data from NY North Country from NYPA

• Multiple voltage collapse scenarios and cascading failures– Considering multiple load areas– Sensitivity of the maximum loadability to outages, wind turbine type, etc.

• Extend to system‐wide voltage stability analysis– Implementation in commercial power system software – Implementation in EMS for real‐time contingency analysis 

• Moving from stability assessment to decision support– Evaluating and recommending preventative/remedial actions using 

online PMU data