基于源荷状态的跨区互联系统协调优化调度

随着跨区互联结构的日益完善及分布式电源的大规模接入电网,为充分利用区域间现有调度资源的互补效益,研究了基于源荷状态的跨区互联系统协调优化调度。以送、受端电网总运行成本及网损为目标函数,首先根据送、受端源荷状态,判断送端储能设备充放电状态及功率跨区流动状态。其次,考虑实际系统运行的各项约束,利用改进的基于粒子群优化算法的多目标搜索算法寻优,优化送端储能充放电功率、跨区联络计划及受端调峰火电机组出力。最后,以中国新疆地区实际电网为算例进行仿真计算。仿真结果表明,所提跨区优化调度策略可显著提升送、受端电网运行效益,充分发挥互联区域的互济合作。     

计及送受端新能源和负荷相关性高压直流功率修正方法

近年来,中国高压直流输电技术的快速发展,为中国跨区消纳新能源电力提供了有效手段。在研究新能源出力特性基础上,基于相关系数法研究了高压直流送端电网新能源和受端电网负荷之间的相关性,在保证直流联络线日交易电量不变的前提下,建立了直流有功功率修正量数学模型,考虑了直流功率调整的各种约束条件,提出计及送受端新能源和负荷相关性的高压直流功率修正方法,以促进新能源消纳并提高直流输电通道利用率。并基于某在运跨区高压直流送受端电网的实际调度运行数据开展算例分析,验证所提方法的有效性。     

鲁棒性驱动的含风电不确定性区域间调峰互济方法

随着风电的大规模并网,其出力的不确定性和反负荷特性使受电区域面临严峻的风电消纳和调峰问题,进行区域间调峰互济是解决该问题的有效途径之一。在区域间调峰互济的调度模型基础上,引入信息间隙决策理论处理风电不确定性,量化分析了风电出力波动对系统调峰及运行成本的影响,将风电波动引起的成本变化引入到调度模型中,将双层优化问题转化为单层优化问题,建立了考虑风电不确定性的区域间调峰互济改进模型,该模型可求得区域间调峰互济的鲁棒策略。最后,通过算例仿真验证了所提模型的有效性,结果表明通过改进模型解得的调峰互济策略与传统模型解得的策略相比,对于风电波动具有更好的鲁棒性,可有效减少弃风并降低总运行成本。     

含风电并网的直流互联电网分散协调调度方法

对于含风电并网的直流跨区互联电网的日前安全约束机组组合问题,提出了基于目标级联分析法的分散协调调度模型。为充分利用直流联络线的灵活调整能力以提高风电的跨区消纳能力,对直流联络线的灵活运行特性进行了精细化建模,在此基础上,将直流联络线输送功率和发电机出力协调优化,将日前发电计划问题分解为上级调度中心负责互联区域间直流联络线潮流的协调优化主问题,以及下级调度中心以并行的方式独立优化各区域电网发电计划的子问题。以2区域12节点直流互联系统和由新英格兰39节点系统修改的2区域直流互联系统为例,验证了方法的有效性。结果表明所提方法符合我国电网分层分区的调度模式,并有助于提高风电的消纳能力。     

兼顾激励相容的水电富集电网中长期电力市场交易模型

针对我国水电富集地区梯级电站上下游中标电量与发电水量不匹配导致弃水和违约等问题，借鉴巴西电力市场中长期交易模式，提出兼顾激励相容的水电富集电网中长期交易模型。该模型以个体发电效益最大和电网侧购电成本最小作为激励相容的双重目标。首先以最小出力最大为目标对水电站群进行优化调度，所得各水电站每月发电量定义为其该月保证电量，并将保证电量拆分成基础电量、省内电量和西电东送电量。然后建立各级市场交易方法，基础电量按相似来水频率的历年平均电价收购，省内电量参与两轮拍卖，西电东送电量按剩余电量比重排序依次收购，采用强化学习确定各发电商份额和电价。最后利用改进的电量再分配机制对联盟内各水电站实发电量进行再分配。云南省5个流域52座电站群实例结果表明，所提模型能有效缓解当前梯级上下游电站弃水和违约等问题，促进了水电市场合理竞争和水资源充分利用。     

基于区域发电成本核准的跨区跨省电力交易偏差电量定价方法

随着我国电力市场化改革的逐步推进和能源开发重心与用电负荷中心的逐步分离,跨区跨省电力交易的发展具有重要意义。结合实际调研工作讨论了我国跨区、跨省电力交易结算工作及偏差电量处理的现状和特点。针对当前结算工作存在的问题,考虑系统在不同负荷水平下的发电或购电成本的差异,借鉴平衡市场为偏差电量实时出清价格的思路,提出了基于区域发电成本核准偏差电量的参考电价,并将核准的参考电价与合同电价进行比较,通过所提出的逻辑确定偏差电量电价,最后将合同电量与偏差电量分开结算。最后通过算例分析验证了所提方法的有效性和实用性。     

考虑源荷功率矩不确定性的新型互联电力系统省内-省间分布鲁棒协调优化调度

为推动我国高比例清洁能源接入和高比例跨区电力输送的新型互联电力系统建设,降低源荷不确定性对清洁能源跨区消纳和省内-省间电力平衡的影响,提出考虑源荷功率矩不确定性的新型互联电力系统优化调度方法。首先,设计了计划-市场双轨制下新型互联电力系统省内-省间双层优化调度模式。其次,采用矩不确定集合刻画风光发电和负荷功率的不确定性,并提出由此引起的系统弃风弃光分布鲁棒条件风险度量模型。最后,以省间和省内总购电成本最小为目标,建立新型互联电力系统省内-省间分布鲁棒协调优化调度模型,并通过对偶优化理论将该模型转化为易求解的半定规划问题。数值仿真结果表明,所提模型促进了西部地区清洁能源跨省跨区消纳,降低受端系统运行成本的同时,有效提高了系统应对源荷功率不确定性波动的能力。     

基于变置信水平优化策略的微网经济调度

在配电侧电力市场中,微网用户与配电公司之间签订双边交易合约,约定交易电量和交易电价。以合约期经济利益为目标进行经济调度,建立了基于概率分布的调度优化模型并给出了基于置信水平的调度优化模型求解方法。同时,用期望成本确定最佳置信水平,提出了一种变置信水平优化策略。仿真算例证明了所提调度优化模型求解方法和变置信水平优化策略的可行性。     

计及电力不足概率的旋转备用调度模型及分析

为激励发电商申报体现机组可变发电成本的电量电价,通过引入电力不足概率将备用容量电价和电量电价相结合作为综合报价,建立基于综合报价的旋转备用调度新模型.通过严密的数字推导,对所提模型和原有的基于容量电价排序调度模型进行有效性分析,分析表明所提模型能有效地抑制发电商在容量电价上的策略性竞价.以IEEE-30节点系统为例,对两种模型在出清结果、价格曲线和购买费用等方面进行了详细的分析和对比,验证了该模型的有效性.     

考虑可消纳风电区间的多区电力系统分散协调鲁棒调度方法

多区域分散协调调度是提高电力系统风电消纳水平的有效措施。针对风电出力的不确定性以及多区域电力系统动态经济调度的安全可靠性要求,采用仿射可调节鲁棒优化结合分层协调技术,构建了考虑可消纳风电区间的多区电力系统分散协调鲁棒调度模型,将跨区电力系统可消纳的风电区间与自动发电控制(automatic generation control,AGC)机组的参与因子一同优化,以确保调度方案的可行性。基于目标级联分析技术,建立由各区域优化调度并行子问题和确保区域间联络线安全运行主问题组成的分散调度实现方法。以2区12节点和3区354节点算例验证了所提模型通过同时优化跨区系统可消纳的风电区间和AGC机组的参与因子,能够有效应对风电出力的不确定性,实现了多区电力系统整体运行的经济性和风电消纳最大化。     

考虑节点边际电价的配电网与多微电网双层鲁棒经济调度

可再生能源出力的不确定性给市场定价机制带来了挑战,实现市场参与者的利益均衡分配成为亟待解决的关键问题。提出一种计及风电出力不确定性的节点边际电价市场出清机制。建立配电网与多微电网协调优化调度的双层模型,上层模型为考虑风电出力及功率交互不确定性的配电网数据驱动鲁棒经济调度模型,下层模型为考虑电价型需求响应的微电网数据驱动鲁棒经济调度模型。通过配电网与微电网之间功率交互与电价信息的传递进行上、下层模型的迭代求解,实现不同市场参与者的利益均衡分配。测试系统的仿真结果验证了所提模型及求解方法的有效性。     

计及新能源波动与相关性的配电网最大供电能力调度方法

配电网中分布式电源的出力由于波动具有不确定性与相关性,会对配电网的调度方案产生深远影响。为了研究新能源出力的波动对配电网在最大供电能力下调度方案的影响,采用数据驱动技术构建了新能源出力不确定集。随后构建了考虑新能源出力最差情况下的配电网双层鲁棒优化调度模型。下层模型以发电成本最低为目标,使得调度结果具有较好的经济性。上层模型考虑新能源出力不确定性最差情况,使得调度结果具有较强的鲁棒性。通过KKT条件将双层模型简化为单层,并以重复潮流法进行迭代,最终得到计及新能源波动的配电网最大供电能力调度方法。通过仿真验证了该算法的有效性与经济性,并得到了提高配电网最大供电能力的运行策略。     

基于主从博弈的输配电网协同经济调度

针对市场环境下如何协调主动配电网与输电网的运行策略以实现二者共赢的问题,提出一种基于主从博弈的输配电网协同经济调度策略。首先,采用主从博弈架构建立了输配电网双层经济调度优化模型,其中上层为输电网价格出清模型,下层为考虑二阶锥交流潮流约束的配电网经济调度模型。然后,应用二阶锥重构技术、KKT (Karush-Kuhn-Tucker)条件、强对偶定理和线性松弛技术将所提双层模型转化为混合整数二阶锥单层规划模型进行求解。最后通过算例验证了模型和方法的有效性。结果表明,所提输配协同经济调度策略可以有效降低输电网电能及备用出清价格,同时提高了配电网运行经济性。     

基于可控负荷提升风电接纳能力的优化调度

针对我国“三北”地区冬季供暖期的高热负荷、低电负荷问题,在构建多区域热电厂侧配置蓄热式电锅炉作为可控负荷的热电联合调度模型的基础上,利用改进的粒子群优化算法迭代寻优,对弃风电量供热、风电就地接纳、风电并网水平等问题进行探究。建立计及弃风因素与可控负荷影响的电网优化调度的双层优化模型:上层优化是可控负荷的负荷优化问题,通过优化调度可控负荷的方式,以可控负荷购电成本最小化为目标;下层优化是电网的发电优化问题,通过电网调度的方式,以全网发电成本最小化为目标,为上层优化提供电网实时电价。对所建模型进行算例仿真,通过KKT条件将双层优化模型转换为具有均衡约束的单层优化模型后使用MATLAB软件优化求解。结果表明:在负荷低谷的弃风时段蓄热及区域间协调送电供热能够高效利用蓄热罐的蓄放热能力,提升风电接纳与优化机组成本。     

考虑分区域动态电价机制引导的电动汽车充电优化策略

为应对大规模电动汽车无序充电引起的配电网运行损耗增加问题,提出一种分区域动态电价机制引导的电动汽车(electric vehicle,EV)充电优化策略。该动态电价机制是根据不同区域内的负荷特点建立不同的动态电价,从而优化对应区域的EV充电。其中商业区建立计及充电站充电总功率的动态电价模型,居民区和办公区采用计及风光出力的动态电价模型。同时,提出充电效益系数模型以提升在居民区和办公区用户的充电时间满意度。最后,在IEEE33节点系统上进行仿真验证。结果表明,所提出的基于分区域动态电价机制的EV充电优化策略能够在保证车主利益的同时,降低网损、提高配网电压质量、促进风光消纳以及提升配网的经济性。     

考虑风电及分时电价的机组组合问题研究

近年来,风电等清洁能源的接入以及负荷侧分时电价的管理增加了电网调度的复杂性,为实现在风电接入及分时电价管理背景下的火电机组的经济调度和分时电价策略优化,首先研究了负荷需求对峰谷时段电价的响应模型,接着基于模糊机会约束理论建立了考虑风电及分时电价的机组组合模型,然后提出了一种双层混合粒子群算法求解该机组组合模型,以得到与风电相配合的分时电价定制策略以及火电机组出力值。最后仿真结果表明,所提出的方法可以实现负荷侧分时电价策略与供电侧火电出力的有效配合并降低火电机组的发电成本。     

基于CVaR理论的综合能源系统经济优化调度

为解决综合能源系统(IES)中供需双侧不确定因素对运行调度带来的风险问题,将CVaR理论引入IES运行调度问题,提出一种计及风、光出力和电、热负荷不确定性的IES经济调度模型。该模型以IES运行风险费用最小为目标函数,综合考虑电力网络、天然气管网、热力管网以及机组出力等多种约束条件。运用双层优化的思想将上述模型进行转化,采用快速粒子群优化算法和内点法进行求解。通过算例分析置信水平、多能流约束和单位功率调整费用对运行费用的影响,验证了CVaR理论在IES经济调度中的有效性。     

考虑电热耦合的交直流微电网多目标优化配置

在当前电热联系日渐紧密以及交直流微电网日益成熟的发展趋势下,以投资成本、CO_2排放量以及换流损耗最小为优化目标,综合考虑微电网电/热功率平衡、自治能力等多种约束,提出了考虑电热耦合的交直流混合微电网电/热源双层优化配置模型。其上层为微电网内的各设备容量配置模型,下层是对微电网内各设备运行策略的确定,通过上下层的联合优化对微电网内各设备容量进行配置研究。对比不同规划场景,分析电热耦合对优化目标的影响,通过全年的设备出力和典型日的功率平衡曲线,说明了含电热耦合的交直流微电网供电/热的可靠性,最终验证了所述模型的合理性和有效性。     

考虑内部多地区间交互协作的复杂省级电力市场交易优化决策

为实现电力市场大范围资源优化配置,提出了一种考虑内部多地区间交互协作的省级电力市场交易优化决策方法。首先介绍了市场交易架构和机制,同时以全省社会福利和跨地区交易电量最大化为出清目标,其中社会福利计及了线路的输配电成本。然后,优化决策中考虑了全省各地区内部的电网安全约束、供热机组运行约束和交易决策约束等多约束条件,并对地区间电力联络线的运行约束进行了建模。最后,以京津唐实际电网为例,验证了所构建模型的有效性。