含风储联合单元的电力系统有功和备用多目标协调优化模型

在含风储联合单元的电力系统中,为利用储能可调空间优化系统运行,提出储能在跟踪风电出力计划的同时参与备用的风储运行模式。在以场景集计及系统不确定性因素的基础上,推导出系统风险期望和风储出力偏差期望表达式,为解决系统风险、风储出力偏差和系统运行成本间的矛盾,建立以系统风险最小、风储出力偏差最小和系统运行成本最小的多目标有功与备用协调优化模型。仿真分析表明,所建模型有利于提高系统运行的经济性和可靠性,且有利于降低风储出力偏差,使风储联合单元的运行优化兼顾了系统整体的安全性和经济性。     

含海上风储联合发电系统的韧性调度策略

为应对台风诱发的海上风电机组高风停机(high wind-speed shutdown, HWSS)事件,提出了一种含风储联合发电系统的多时间尺度协调调度方法。首先,基于历史和即时信息进行台风全生命周期模拟,得到强度时变的台风轨迹集合;基于台风轨迹和风电出力曲线,进一步计算该台风轨迹集合下风电场的可用出力,并纳入所提出的模糊集合中。其次,考虑风电出力波动对各类型备用需求的影响,提出了多类型备用需求的次小时级调度框架,以避免机组小时阶跃变化造成调度方法不可行的风险。然后,在此基础上,通过确定性转化形成可求解的混合整数线性规划问题。最后,在增加了2个海上风电场的IEEE-RTS系统上进行了仿真实验。实验结果表明,所提出的调度策略能够在台风极端天气下,充分利用风储联合发电系统的灵活性,通过预调度提升系统韧性。     

含风储一体化电站的电力系统多目标风险调度模型

风储一体化运行是未来风电站的一种发展趋势,与储能和风电分别受系统调度相比较,更有利于提高风电接入电网的利用率。基于一体化电站中电池储能系统的运行特性及风机故障机理,提出考虑含风储一体化电站的电力系统失负荷和弃风风险指标,建立以系统运行风险最小、火电机组煤耗量最少,以及弃风量最少的多目标优化调度模型,以解决系统运行过程中风险、发电成本与风电消纳之间的矛盾。算例验证表明,与传统风储联合运行模式下的调度结果相比,一体化后虽然风险略有增加,但显著提高了系统运行的经济性和风电消纳能力。     

含分布式电源的配电网日前两阶段优化调度模型

在电力市场环境下,供电公司通过对接入配电网的分布式电源(distributed generation,DG)的优化调度,能够有效地降低其运行成本,规避市场竞争环境下的风险。提出了一种电力市场环境下供电公司日前优化调度的2阶段模型:第1阶段为DG优化调度阶段,根据市场电价、DG运行成本、签订可中断负荷(interruptable load,IL)合同的价格来确定DG的机组组合、从大电网的购电量及IL削减量;第2阶段为无功优化阶段,在第1阶段的基础上,考虑DG的无功出力特性,通过优化DG和无功补偿装置的出力调节电压使其在规定的范围内且配电网的网损最小。通过基于修改的IEEE 33节点系统的仿真计算,表明所提出的日前2阶段优化调度模型能够有效降低供电公司的运行成本。     

考虑日前计划的风储联合系统多目标协调调度

建立多时间尺度的风储发电系统协调调度模式,提出一种适用于风储联合发电系统的滚动协调调度方法。优化模型采用两阶段优化方法实现多目标决策和分层协调调度,第1阶段优化利用风电场储能系统和常规机组的协调调度最小化系统弃风电量和失负荷电量,第2阶段优化按照风电并网标准和系统调度需求在各风电场之间分配储能系统充放电任务和弃风功率。采用含3个实际风电场的IEEE 30节点系统进行仿真分析,结果表明:基于风电场滚动上报的超短期风电功率预测信息,提出的风储联合发电系统日内滚动协调调度方法能够有效减少弃风,降低系统运行成本。     

计及源荷储综合灵活性的电力系统日前优化调度

充分利用灵活性资源的调节作用能够有效平抑风电的随机波动,提高风电接纳能力。提出一种计及源荷储综合灵活性的电力系统日前优化调度方法。分析了电力系统灵活性需求及源荷储灵活性供给特性,综合考虑系统运行灵活性概率平衡特性;基于条件风险价值(CVaR)度量灵活性不足给电力系统带来的风险损失,将CVaR融入目标函数以优化分配有限的灵活性资源;构建了计及灵活性的随机优化调度模型。以IEEE 39节点系统和实际区域电网为算例验证了所提方法和模型的可行性、有效性。     

风光火储联合供应火电厂厂用电系统优化调度

随着风电和光伏发电量逐年增长,其消纳问题日益凸显。同时,大容量火电机组厂用电负荷也相对较高,造成额外的运行成本。对此,基于多能互补思想,建立了一种风光火储联合供应火电厂厂用电优化调度模型。首先,提出了风光火储联合供应火电厂厂用电的组成结构,将风电、光伏发电优先供应厂用电负荷;其次构建了风光火储联合供应火电厂厂用电优化调度模型,考虑了火电机组不同负荷率下的运行成本和风光储成本,采用层次分析法建立了基于总成本、弃风弃光成本和环境成本的多目标函数,设置相应约束条件;最后,设置不同的场景对比分析联合供应厂用电系统的优化结果,试验结果表明：所提出的联合供应厂用电系统模型可以减少机组运行成本和环境成本,并促进风光消纳。     

含风电的电力系统动态经济调度模型

电力系统的经济调度必须考虑风电的波动性和随机性带来的影响。引入概率约束,定义了风电场计划出力实现的概率,研究了含风电场的电力系统动态经济调度模型。通过计算下一调度日风电场实际出力的条件期望与计划出力的差值,确定了风电对系统正、负旋转备用的需求。利用分位数的概念,将含有概率约束的随机调度模型等价地转换为确定性模型。提出了一种改进的粒子群算法来求解转换后的确定性模型。仿真实验结果表明,这种含风电场的电力系统动态经济调度模型能有效应对风电接入引起的备用需求变化,所得的调度方案在保证系统可靠性的前提下能节省更多的成本。     

电力系统动态优化调度的两级协调方程算法

本文基于动态负荷瓶颈分析方法，研究了电力系统动态优化调度的前瞻约束问题，分析了响应能力约束的作用，在此基础上，提出了动态优化调度的两级协调方程算法。通过对不同梯阶功率增量需求全速响应和非全速响应发电单元子集合的恰当处理，使此算法的两级优化都能应用协调方程算法顺利解算。此算法对负荷曲线陡峻段落及高负荷水平上行段落和低负荷水平下行段落都能有效地进行解算，这些段落在动态优化调度上是有难度的。此算法能很好地与经典的协调方程式法接轨。     

节能发电调度下考虑风电功率短期预测的日前市场经济调度模型

为实现电力系统节能减排及提高系统对风电等新能源的消纳能力,可将风电功率不确定性因素考虑到电力系统日前市场经济预调度运行中。在传统机组经济调度模型基础上,充分考虑风电预测误差所引起的不平衡费用,利用机会约束的规划方法来建立含风电场在内的日前经济调度随机优化模型,并选用引力搜索算法来求解所建立的模型。最后结合IEEE—30节点网络调试系统进行模型仿真,并利用仿真结果探讨了正态分布参数、预测功率变化量和惩罚系数对日前市场内预调度成本和风电误差成本的影响,仿真结果验证了模型的有效性。     

基于两阶段鲁棒区间优化的风储联合运行调度模型

为了全面和准确地考虑风电出力的不确定性和消纳能力,并兼顾系统运行的经济性和可靠性,通过在风电不确定区间可优化的鲁棒区间经济调度模型中引入常规机组和储能系统运行状态的离散决策变量,建立风储联合运行的双层鲁棒区间机组组合模型。针对连续变量和离散变量间存在耦合关系,导致计算过程中对偶转换失效而使模型难以求解的问题,提出基于Benders分解算法的两阶段迭代求解策略。仿真分析表明,所提模型在确定风储联合运行方式时,能更全面地考虑风电不确定性及消纳能力对系统运行经济性和可靠性的影响。     

含风储混合系统的多目标机组组合优化模型及求解

风储混合系统能改善风电出力的随机性,使得风电出力具有一定的可控性,因此将风储混合系统引入电力系统中,并添加系统总能源利用率目标函数,建立含风储混合系统的多目标机组组合优化模型。新模型约束条件计及了储能系统控制模式和风储系统约束条件,并采用模糊处理技术和改进组合粒子群优化算法进行求解,给出机组启停和出力计划。讨论目标函数变化、风储系统引入、控制模式不同以及预测误差对结果的影响。算例分析表明所提模型和算法正确可行。     

不确定条件下日前购电计划的风险评估方法

随着电力市场体制改革的不断深入和全面实施,电网企业在市场环境下面临的不确定性风险日益突出。为了在保障电网安全运行的同时提高企业效益,日前购电计划的风险评估就显得尤为重要。在概率性负荷预测的基础上,提出了对既定的日前购电计划在不确定条件下进行风险评估的方法。该方法通过预估或模拟实时市场的电价波动情况,分别从全局及局部两个角度对购电计划面临的风险进行分析和评估,进而对多个可行的购电计划进行风险意义上的排序和筛选。结合IEEE24节点系统对该方法的有效性和实用性进行了验证。提出的方法更加深刻地揭示了既定购电计划的经济性、风险性及对不确定条件的适应性,为日前购电计划的风险评估提供了一种可行的新思路。     

风储联合发电系统三站合一智能监控系统设计与实现

针对新型山地式风储联合发电系统存在的电压波动、谐波污染等问题,设计了基于感应滤波技术风储集成系统的新型拓扑结构。在此基础上,为解决风储联合发电系统成组方式各异、标准不统一、设备融合部署不实用等问题,提出了风电场、储能站和升压站“三站合一”的智能监控系统,给出了智能监控系统的总体建设方案。详细阐释了各模块的主要功能,实现了风电场厂站端系统的高度集成与一体化设计。搭建了“三站合一”仿真测试平台,对拓扑结构和功能进行了测试,验证了系统的可行性和有效性,为下一步示范工程的应用奠定了坚实的技术支撑。     

分析备自投装置的启用与运行接线方式关系

备自投的启用与电网一次接线运行方式的适应,即运行方式是否满足备自投启用的条件一直是一个问题。针对某地区一35kV变电所实际接线情况,分析外桥接线方式中无法使用备自投的实际困难,供电可靠性无法满足,如果设置主变高压侧开关与外桥开关间备自投,因开关位置的限制,无法实现恢复供电,也因短路故障电流再次冲击而威胁电网。采取的办法是通过下级分段备自投来部分弥补上级电源进线供电可靠性得不到满足的缺陷,同时,因设计、施工中现场接线原因导致分段备自投使用过程中存在种种局限性,因只能在主变开关与分段开关间备投,两台主变只能采用分供方式,不能灵活改变两台主变间经济运行方式时自适应备自投启用。提出均衡负荷、改变一次接线及备自投方式出口回路,增加继电器扩展接点等方法,确保备自投装置在电网故障时能真正发挥作用。     

基于成本最优的含储热光热电站与火电机组联合出力日前调度

含储热光热发电的优势体现为良好的出力可控性和可调度性,合理调度光热发电能够有效降低系统运行成本。以成本最优为目标,从光热电站的光电转换特性分析角度出发,在计及各项运行约束的基础上,提出含储热光热电站与火电机组联合出力调度策略。该策略综合考虑火电机组发电成本、光热发电并网消纳的环境效益和运行维护成本、系统旋转备用成本以及电网安全运行约束等因素,从而确定光热电站在既定储热容量下的最优出力调度策略。基于遗传算法,通过IEEE 30节点算例验证了所提方法的可行性与有效性。     

火电机组AGC功能在黑龙江电网的应用

从普遍意义上阐述了AGC是为电网提供调频服务,电网应对其考核和补偿.给出了黑龙江电网AGC作用、控制策略、考核和补偿标准.从分析目前发电厂对AGC积极性不高的问题出发,阐述了随着电力市场改革的发展应对现行AGC规则进行改进和完善.     

火电厂单机带孤网运行控制策略

为解决受冰灾影响的桂林区域电网的安全供电问题,根据国电永福电厂2号机组单机带孤立电网运行的工程实践,提出火电机组单机孤网运行时采用DEH一次调频的频差修正回路进行频率控制的方案,以及机组孤网运行时控制系统的技术改进措施和电气、锅炉、汽轮机等专业的运行控制策略。通过对机组孤网运行的过程曲线跟踪分析,对一次调频死区进行调整,解决了汽轮机顺序阀运行方式时调门重叠度引起的汽轮机转速振荡问题。该机组单机带孤网运行的成功,使受到冰灾影响与广西电网主网断开的桂林网区有了安全保障,避免了桂林市全城停电。     

含抽水蓄能的风水火联合机组组合研究

针对含抽水蓄能和风电系统,基于风电功率概率分布特性,并结合火电机组和抽水蓄能运行特性的差异,提出了一种新的抽水蓄能和风电合作方式。其核心是对火电机组和抽水蓄能在应对风电不确定性过程中承担的作用进行区分,通过抽水蓄能和风电的合作应对风电预测误差中出现的概率较小、幅值较大的部分。常规的风电波动仍由火电机组应对,以节省抽水蓄能有限的调节资源,提高火电机组备用响应有效性。在此基础上,将抽水蓄能和风电合作纳入到机组组合决策中,建立了含抽水蓄能的风水火联合机组组合模型。并通过26节点地区电网验证了该模型在减少火电机组启停,提高系统消纳风电能力方面的有效性。     

火电机组微电网运行控制策略

通过分析300 MW火电机组孤网DEH控制逻辑的原理和特点,结合火电机组在微电网运行中的调节特性和控制任务,提出了微电网方式下汽机DEH控制逻辑改进方案以及锅炉跟随方式的协调控制策略优化措施.实践表明,DEH控制系统中新增的死区一次调频回路,在协调控制系统的试验运行过程中,能使机组在微网运行方式下长时间保持功率负荷平衡及提供稳定的频率和电压.