交直流混联电网中风电脱网风险评估方法

针对交直流混联电网运行状态、周围风电场影响及风电机组自身高电压穿越标准,基于蒙特卡洛算法计算脱网容量、电压越限、频率越限风险,结合风机脱网时间指标,提出一种考虑脱网时序的风电机组高电压穿越脱网风险评估模型,确定了风电机的脱网风险,并通过仿真分析验证了所提方法的实用性。     

考虑电网频率偏差的风电功率爬坡限制指标动态优化

制定风电并网功率的爬坡限制指标可以有效抑制风电剧烈爬坡事件对电网频率偏差的影响。提出了一种考虑电网频率偏差的风电功率爬坡限制指标动态优化策略,根据电网的实时运行情况,对风电并网功率爬坡限制指标进行动态优化,使系统频率始终处于安全范围内。首先以电网的动态频率特性为基础,建立含一次调频和二次调频特性的电力系统频率仿真模型;然后利用二分法,根据电网频率偏差限值获得最优爬坡限制指标,从而有效避免了因固定爬坡限制指标过于宽松而导致的系统状态越限,以及爬坡限制指标过于苛刻而导致的风电场爬坡控制经济性较差的缺点。最后,通过IEEE RTS算例的仿真结果验证了所提策略的有效性。     

基于PSO-BP神经网络的风电功率预测研究

针对大规模风电集中并网和远距离传输对电网安全稳定运行带来的影响,通过分析某风电场风电功率变化的特点,结合PSO算法和BP网络的优点,提出了一种PSO-BP神经网络预测模型,用PSO算法优化BP神经网络的初始权值和阈值,将风电输出功率的不确定性变为可预测性。Matlab仿真结果表明,PSO-BP预测模型收敛速度快,预测精度高,可为大规模风电并网后电网的安全、可靠、经济运行及调度规划提供技术参考。     

基于BP神经网络的风电功率预测仿真分析

介绍了风电功率预测的背景,对风电功率预测进行了理论分析,分析了BP神经网络的原理及基于BP神经网络的风电功率预测流程和预测结果误差的评价指标。以Matlab软件的神经网络工具箱为仿真平台,搭建BP神经网络,进行了功率预测仿真,预测结果均方根误差分别为6．97％、200．59％。两组仿真对比结果表明,基于BP神经网络的风电功率预测在短期预测中是可行的．     

储能电源参与电网调频的需求评估方法

基于风电功率波动特征,定量研究了大规模风电并网对电网频率的影响。定义了考察风电并网对电网频率影响的量化指标,构建了电网等效区域模型和储能电源参与一次调频的仿真模型,仿真分析了风电并网环境下,传统机组一次调频和储能电源参与一次调频2种情形下的电网频率波动特征。研究结果表明,利用储能电源的快速吞吐能力辅助电网一次调频,能有效抑制风电功率中、高频波动分量对电网频率的影响,显著减小电网频率波动,大幅度减小风电并网环境下传统机组的二次调频压力和容量需求,从而论证了大规模风电并网条件下,储能电源参与电网调频的技术必要性。     

双馈风电机组参与电网一次调频的控制策略

由于现有风电机组不能响应电网频率的变化,不增加电力系统的转动惯量,大规模风电接入将对电网频率稳定性构成威胁。基于双馈风电机组的控制特性,提出一种实用化的风电参与电网调频的控制方法。采用分段控制的方式,要求风电机组在一定的频率范围内参与调频。基于转子动能控制原理,在电网频率上升到该范围时通过吸收部分转子动能减少风电机组的有功出力,实现风电机组的频率控制。最后在电力系统仿真软件中搭建风电调频控制的电网模型并以大规模地区实际电网为例进行仿真,研究风电参与电网调频的作用。仿真结果表明,风电机组对频率变化具有快速响应能力,可有效改善电网的频率特性,为双馈风电机组安全稳定并网运行提供了可借鉴的理论依据。     

风电高渗透率电网的频率特性及高频切机研究

风电机组无法像常规机组一样为系统提供稳定可靠的电能,随着风电在电网中的渗透率越来越高,风电出力的波动性给电网频率稳定带来的影响将越来越大.基于IEEE 14节点系统模拟风电高渗透率电网,仿真分析了风电对电网频率响应的影响,当局部电网解列后采取高频切机措施时,优先切除风电机组更有利于系统频率的恢复.     

频率稳定约束条件下风电并网能力的确定方法

风力发电中应用最为广泛的双馈风机具有转速与电网频率解耦的特点,这使得高风电渗透率电网的惯量特性和频率稳定性降低.首先,提出一种在频率稳定约束条件下确定风电并网能力的方法.在理论分析风电并网系统等值惯性时间常数和发电机单位调节功率的变化情况的基础上,推导出在功率缺额时反映暂态频率响应特征的关键指标与风电渗透率和同步机替换比例的关联关系.在此基础上,从理论上给出了电网频率稳定约束对风电并网能力和合理替换同步机比例的制约机制,实现了量化评估考虑最大频率跌落值和稳态频率偏差稳定约束的风电并网能力.通过Matlab/Simulink仿真验证了所提方法的正确性,对电力系统中新能源并网的规划设计具有指导意义.     

基于加速时序蒙特卡洛法的风电场置信容量评估

随着风电资源接入电网规模的增大,如何快速准确地评估待建风电场的置信容量是电力系统规划时需要考虑的问题。文中基于有效载荷容量这一概念,根据新能源接入前后系统可靠性不变的原则,从负荷侧评价了风电资源的置信容量。在计算可靠性指标时,针对当前解析法无法考虑负荷曲线时序性而时序仿真法计算时间较长的问题,提出了一种可靠性指标的加速时序蒙特卡洛计算方法。在此基础上,在计算可靠性较高的系统风电置信容量时,将该方法和线性插值法相结合,避免了采用仿真法计算可靠性指标时的数值波动对弦截法迭代过程造成的不利影响。最后,利用甘青地区电网实际机组、负荷和风电出力数据设计了算例,并验证了算法的正确性。     

大规模风电经LCC-HVDC送出的送端电网频率协同控制策略

针对大规模风电经电网换相型高压直流(LCC-HVDC)送出的送端电网所面临的严峻高频问题,充分挖掘风电潜在调频能力,提出一种风电与直流频率限制器(FLC)参与送端电网调频的协同控制策略。分析直流FLC参与送端电网调频的响应特性,刻画送端电网频率与风电机组功率的下垂关系,设计风电机组变转速与变桨距角相结合的一次调频控制方法。建立包括常规机组一次调频、风电机组下垂控制和直流FLC的频率响应综合模型,结合电网的频率稳定要求,采用灵敏度方法整定风电机组与直流FLC的调频参数,设计风电与直流FLC共同参与的频率协同控制策略。算例仿真结果表明：所提频率协同控制策略可有效降低高频切机、直流过载运行风险,提高送端电网的频率稳定性。