考虑网架覆盖率与分散度的网架重构优化

大停电后的网架重构过程中需要选择合理的恢复路径,尽快建立系统的骨干网架。提出了网架覆盖率和网架分散度指标,分别用于衡量骨干网架对系统原网络的覆盖程度以及重构过程中出现过长支路的风险,并综合恢复时间和线路充电电容等因素,建立了网架重构优化模型,利用简化模型寻找最优目标节点,采用改进的交叉粒子群算法优化目标节点恢复顺序,进而得到网架重构最优方案,其中考虑了非电源目标节点的同步恢复机制,提高重构效率。最后,以IEEE30节点系统算例验证了所提的网架重构方法的有效性。     

计及操作时间不确定性的电力系统网架重构策略优化

电力系统大停电后的网架重构阶段历时较长,涉及因素众多,是一个多目标、多变量的组合优化问题。发展了计及恢复操作时间不确定性的网架重构方案优化的机会约束规划模型。该模型以恢复的发电节点数和负荷恢复收益作为节点收益,搜索网架重构过程中收益最大的网架重构方案。之后,针对网架重构问题的特点,提出了一种改进的遗传算法求解方法。最后,通过算例说明了所述模型和方法的基本特征。     

基于目标规划的网架重构路径优化方法

大停电后的网架重构需要在保证系统运行安全的约束下尽快恢复机组出力,合理的路径恢复顺序对提高重构效果意义重大.文中提出了一种基于目标规划的网架重构路径优化方法.该方法以重构时间和机组出力恢复程度作为评价重构效果的主要因素,在为二者确定合理目标值的基础上,建立了体现各目标相对重要性及综合目标偏差最小的目标规划模型.针对IEEE30节点系统的应用结果说明,该方法能够利用不同优化目标间的不相容性,所获得的路径恢复顺序以目标值为基础,最大限度地体现了恢复决策的侧重点,对于指导恢复操作更具现实意义.     

基于IGDT的网架重构过程中风电场出力调度

风电具有启动功率小、启动速度快等特点,在停电系统恢复过程中利用风电为其提供功率支持,可以加快系统负荷的恢复。由于风电出力的不确定性,需要对风电场出力进行调度,减小风电场出力的波动范围,在保证已恢复系统安全的前提下提高风电的利用效率。为此,文中提出了一种基于信息间隙决策理论(IGDT)的风电场出力调度方法。首先建立不考虑风电出力不确定性时的风电场出力参考值确定性模型,然后基于IGDT方法将确定性优化模型转变为考虑风电不确定性的风电场出力调度优化模型,再利用人工蜂群算法对优化模型进行求解,最后以IEEE 39节点系统和江苏实际系统为例验证了文中方法的有效性。     

多直流馈入系统功率调控与机组出力恢复协调优化

含多直流馈入的受端电网发生大停电后,充分发挥直流系统启动后的调控能力是加快负荷恢复进程的重要手段,同时对系统恢复控制提出了更高的要求。在此背景下,提出了一种多直流馈入系统功率调控与受端系统机组出力恢复协调优化方法。首先,从直流系统逆变站的功率调控特性和多直流馈入系统与送/受端交流系统的交互作用这2个层面分析多直流馈入系统的功率调控特性,并建立相应的功率调控约束模型;然后,以机组爬坡时间和直流系统功率调控时间最短为目标,综合考虑直流系统、送/受端系统的约束条件以及常规发电机组的恢复运行约束等因素,建立直流馈入量调整模型,计及系统功率平衡、电压和频率安全、旋转备用等约束,构建多直流馈入受端系统的机组出力优化模型。在此基础上,将该问题建模为双层混合整数线性规划模型,实现传统机组出力和各直流传输量的协调优化,最小化机组出力调整时间,并达到避免直流传输量小幅调整的调度目标。最后,以含多直流馈入的IEEE 30节点、IEEE 118节点系统以及含多风电场的IEEE 30节点系统为算例验证所提模型的有效性。     

基于模糊机会约束规划的电力系统网架重构优化

针对电力系统大停电后网架重构阶段线路投运时其操作时间和恢复可靠性的不确定性,运用模糊机会约束规划理论,建立了基于模糊机会约束的网架重构优化模型。将线路操作时间和恢复可靠性分别用三角模糊变量表示,并定义了评价目标网架性能的恢复可靠性指标,在模糊机会约束的框架下,确保机组在其启动时限内成功获得启动电源的可能性不低于一定的置信水平,在此基础上优化得到在尽可能短的重构时间内达到恢复可靠性最高的网架。采用模糊模拟、交叉粒子群优化算法与Dijkstra算法相结合的求解方法对目标网架进行寻优。最后,以IEEE 30节点系统和云南电网的部分区域作为算例验证了该方法的有效性。     

用于提高风电场运行效益的电池储能配置优化模型

为风电场配置电池储能系统(BESS)可以有效提高风电接纳能力,增加风电场运行效益。首先,提出一种考虑网架结构的BESS配置双层优化模型。外层模型计及系统安全约束,以风储联合系统相较风电场单独运行的效益增加量最大化为目标,确定BESS最优配置节点、功率、容量;内层模型以风储联合运行效益最大化为目标,以发电机组、风电场、BESS出力为决策变量,考虑功率平衡、旋转备用以及储能系统功率、容量等约束。其次,提出基于改进帝国竞争算法(ICA)的数值优化算法求解该模型。最后,在改进IEEE 118节点系统中验证了所提模型的有效性。结果分析表明:该模型得到的BESS最佳配置方案可有效增加风电场运行效益,随着其投资成本降低或并网电价提高,风储联合运行效益增加量与弃风改善情况均呈增大趋势,且合理设定BESS初始荷电状态可以进一步提高风储联合运行效益;改进ICA相较ICA在保证收敛性的前提下可以有效提高计算速度。     

考虑风电降载的电力系统鲁棒备用调度模型

风电主动控制可抑制风电出力的波动,有效缓解系统备用压力。文中提出了一种考虑风电降载的电力系统鲁棒备用调度模型,考虑风电场和负荷功率预测误差的不确定性,引入风电降载比定量描述风电备用持有水平,建立风电场备用、旋转备用等鲁棒约束条件,同时根据对偶原理将鲁棒优化模型转化为确定性的数学规划问题,利用线性松弛技术和空间分支定界法寻找模型的全局最优解。最后,采用改进的IEEE 39节点算例验证模型的有效性。     

计及风电不确定性的多目标电网规划期望值模型与算法

在多目标电网规划模型的基础上,提出利用基于三点估计的概率潮流考虑风电不确定性的方法,采用三点估计原理计算风电场的出力,从而在多目标电网规划中将含有风电的不确定性多目标规划期望值模型转换为可求解的确定性模型。该方法对原始输入信息要求低,易于和多目标规划模型相结合,同时具有计算量适中、准确度高和适用范围广泛等优点,从而为考虑风电场出力的不确定性提供了一种有效的工具。使用IEEE 24节点测试系统验证了所提方法的正确性和有效性。     

计及风电不确定性和TCSC 功率调节作用的最优潮流研究

风电并网不仅改变网络中功率的分布,而且风电的不确定性增加了调度的难度,晶闸管控制串联电容器(TCSC)可以改变线路等值参数,从而控制潮流的分布,改善风电并网对网络功率分布的影响。因此有必要建立计及风电不确定性和TCSC调节作用的最优潮流(OPF)模型。模型分为预优化和实时优化两个阶段,预优化阶段通过风速预测、风速-风功率转换,得到以1 h为周期的24 h风电场出力计划。实时优化阶段采用场景描述风电不确定性,在各个场景下通过调节TCSC参数来控制网络中功率的分布,以实现网损最小为目标。利用IEEE30节点系统进行算例分析,结果表明,模型可以改善风电不确定性对电网运行的影响,并且提高系统的经济性。     

风电场风速不确定性建模及区间潮流分析

风速变化具有随机性、间歇性等不确定性特征,导致风力发电机出力的不确定性,从而影响风电场的稳态运行.为了表达和处理电场中风速和风力发电机出力的不确定性信息,利用区间方法建立了风电场风速不确定性和风力发电机出力不确定性区间模型,并提出了风电场区间潮流分析算法.以青岛某实际风电场的运行数据为基础进行算例分析,验证了所提出的模型和算法的有效性,表明了定量分析风力发电机出力不确定性对风电场稳态运行的影响具有应用价值.     

不同控制策略下风电场接入地区电网的稳态分析

对采用不同控制策略的风电场接入系统进行稳态分析,将风电场输出功率随风速变化的间歇性和波动性扰动对所接入地区电网的影响离散化为多个稳态潮流计算,并通过绘制不同控制策略下风电场公共接入点、地区电网电压中枢点、重要变电站的PV曲线、网损曲线,分析风电场接入后地区电网的电压及网损变化,最后对采用不同控制策略的风电场最大接入容量进行分析。     

风电场投切对地区电网电压的影响

随着风电场装机容量的不断增加,在风电场规划设计阶段计算含风电场的系统潮流并分析风电场接入对系统稳定性的影响非常重要。文章结合目前我国风电场的普遍运行情况,针对吉林省电网的特点,通过各种运行方式和工况下的模拟潮流计算,比较了系统中某些节点电压与风电场出力的变化情况,论述了风电场出力变化引起地区电网电压升高与降低的原因;给出了减小风电场出力变化对地区电网电压波动影响的措施,即在汇流变电站装设电抗器,在汇流变电站接入电网送电线路的对端变电站内装设电容器,电压高时投入电抗器切除电容器,电压低时切除电抗器投入电容器;当风电场装机容量较大时应将风电场直接接入220 kV变电站或500 kV变电站。     

风电场并网方式对地区电网电压的影响

随着风电装机容量的增加,在风电场规划设计阶段,选择合适的并网方式对地区电网的安全稳定运行非常重要。在介绍风电场运行特性、接入电网结构特点和分析影响风电场接入电网容量因素的基础上,以某地区实际电网为算例,对风电场以不同的并网方式进行了仿真,结果表明：在风电场出力稳定的情况下,分布式接入比集中方式接入具有较强的电压支撑能力;在风电场并网线路参数一致的情况下,分布式接入与集中方式相比,线损较小;在风电场受到渐变风、阵风、切除风影响时,风电场集中接入方式电压波动较小,分布式接入方式电压波动较大,集中接入方式有较强的电压抗扰动能力。     

双馈风力发电场无功支撑范围的鲁棒估计

双馈异步发电机无功功率在一定范围内可调,双馈风力发电场可作为新型无功源向电网提供无功支撑。由于风电场内网络约束的非线性以及双馈风力发电机有功功率的不确定性,难以准确估计双馈风力发电场的无功支撑范围,对此提出鲁棒估计方法。首先建立基于两阶段鲁棒优化的无功支撑范围估计模型,其中第1阶段优化给出候选的最大无功支撑范围,第2阶段优化检查在各种不确定场景下,风电场是否均可提供候选范围内的无功功率。为便于求解,通过锥松弛和对偶转化将非凸的第2阶段问题转化为凸优化问题,并通过罚因子保证松弛解的精确性。基于列约束生成算法求解该鲁棒优化模型,得到最大无功支撑范围。最后给出风电场作为无功源参与电网无功优化的策略。算例证明了所提方法可以准确估计风电场的无功支撑范围以及策略的可行性。     

计及不确定性的分散式风电场与地区电网协调无功优化调度方法

针对地区电网中分散式风电多点接入导致的电压波动问题,本文提出了考虑不确定性的分散式风电与地区电网协调控制的无功优化调度方法。首先计及风速不确定性和风电场内接线,构建了分散风电场无功可调容量预测模型;在此基础上,将风电出力和负荷不确定性处理为区间约束,提出了地区电网的双层无功优化模型,上层以地区电网网损最小为优化目标,下层用来寻找电网运行的最恶劣场景,使得在满足电压运行要求的同时降低网损,兼顾安全性与经济性;最后采用遗传算法与内点法相结合的方法对模型进行求解,并以某地区电网为算例,MATLAB计算结果验证了所提策略的可行性和有效性。     

改善接入地区电压稳定性的风电场无功控制策略

针对大规模风电场接入电网带来的电压无功问题,提出一种改善接入地区电压稳定性的变速恒频风电场无功控制策略,在系统发生扰动时,以接入点为电压控制点,扰动前的稳态电压为控制目标,动态调节风电场输出无功功率,维持接入点电压水平。实际应用时,该策略利用系统部分雅可比矩阵推导风电场的电压无功灵敏度信息,并根据风电场的无功输出能力计算风电场无功调整量,同时通过设置控制死区和延时,避免了风电机组的频繁调控。仿真算例表明,采用所提策略能够充分发挥变速恒频电机风电场的快速无功调节能力,有效抑制风速扰动、负荷变化等因素引起的电压波动,维持接入地区电网的电压稳定性。     

直驱式风电场功率协调控制策略

针对因风速扰动、负荷变化等引起的缓慢且幅度较大的电压波动,提出了一种基于直驱式风电场的功率协调控制策略。通过调节桨距角降低有功出力,从而增加风电场无功功率的调节能力,维持风电场出口电压水平,从而预防或避免由于电压偏差较大引起风电机组进入低电压穿越模式,造成其对电网更大的冲击。仿真结果表明,上述方法能够合理协调控制风电场的有功和无功出力,有效为风电场出口电压提供无功支持,从而维持接入点电压的稳定性。     

基于相关性分析的风电场功率限值分配算法

当风电出力超过电网接纳能力时,电网需要限制风电场的出力。基于风电场功率预测信息按比例初步确定风电场功率分配限值;以随机变量相关性分析为理论基础,描述风电场出力之间的相关性对整体出力波动性的影响。以减小风电电量损失为目标,考虑风电场装机容量的差异,基于风电场出力之间的相关系数修正风电场功率分配限值。以位于同一地区的5个风电场组成的风电场群为算例,对所提出的风电场功率分配限值修正方法进行验证。计算结果表明,风电场实际出力更接近理想出力曲线,减小了弃风电量,验证了方法的有效性。