宁波电网运行风险分析及决策支持系统

介绍了宁波电网运行风险分析及决策支持系统的主要功能和特点.引入风险理论,根据历史统计数据创建了元件停运模型,进而计算电网处于某一预想故障状态的概率,结合电网预想故障的后果分析,定量地描述了电网的运行风险情况.在电网运行风险分析时,仿真了备自投及主变过载联切等自动装置的动作逻辑,使分析结果与电网实际情况更加吻合.系统基于EMS实时数据实现了在线电网运行风险评估,结合检修计划实现了离线电网运行风险评估,为电网调度操作及检修计划安排提供决策支持.实际运行经验表明,该系统可以有效地指导宁波电网的运行工作.     

电网状态检修概念与理论基础研究

状态检修背景下,为解决电网运行整体与输变电设备个体之间的矛盾和冲突,在已有研究成果基础上,提出电网状态检修的概念,在输变电设备状态检修决策过程中,给出电网故障风险和电网检修风险的定义以及相应的量化表达式。依据设备状态预测,以电网故障风险和电网检修风险的和最小为目标,将设备检修、运行以及电网整体性能在概率引导下相互牵制,形成电网状态检修的数学模型,并给出相应的解决方法。最后,为验证该理论研究的可行性,分别以可靠性测试系统RBTS-BUS6和IEEE-RTS79系统为例,对各种情况进行分析,体现了预期的效果,并期望为电网检修与运行协调决策理论的深入研究提供必要的理论基础。     

电网运行全过程风险协调控制体系与架构设计

针对电网运行面临的多重不确定风险,文中从风险发展时序特征和电网运行调控模式的角度分析了风险协调控制的必要性。基于风险协调控制的观点,提出了一种计及中短期、日前、实时和事故后4个阶段的电网运行全过程风险协调控制体系,详细阐述了各阶段的风险优化模型、控制措施和协调策略,提出了五层式软件架构方案,讨论了支撑系统应用的关键技术。最后介绍了全过程风险协调控制体系在浙江电网的初步应用情况。理论分析和工程实践结果表明,所提出的全过程风险协调控制方法能够适应现有的"三公"调度体制,统筹协调各阶段的调度控制决策,实现电网运行风险的逐级跟踪与滚动调控。     

计及运行风险的多目标发电优化调度

针对电网运行中面临的不确定因素以及传统确定性安全准则的缺点,将风险理论引入到发电优化调度中。从支路过载和节点电压越限的角度定义运行风险指标,采用效用函数度量故障后果以反映不同故障间的相对严重程度。构建基于风险的多目标经济调度(risk-based multi-objectiveeconomic dispatch,RBMOED)模型,该模型以同时降低系统运行风险和机组燃料成本为目标函数,并满足基态下的安全约束条件。为求解RBMOED模型,首先应用改进多目标差分进化算法获取运行风险和经济性之间的权衡关系,进而根据电网运行的协调性准则辅助调度人员进行决策。对IEEE RTS-79测试系统进行计算分析,结果表明,所提发电调度方法能给出全面的关于系统风险水平的量化信息,并且可辨识出电网中的薄弱环节。     

基于条件相关运行风险的发电调度优化模型

综合考虑实时运行条件对元件和电网运行可靠性的影响,构建基于条件相关运行风险的发电调度优化模型。将条件相关的运行风险评估与发电调度优化相结合,采用统一的货币形式量化发电机调度成本和风险代价,以期望总成本最小为目标函数,在满足正常和故障状态对应安全约束条件下寻求最优调度方案。同时,计及旋转备用响应特性以及可控串联补偿器(TCSC)对电网运行风险的影响,将机组输出功率再调整允许范围和TCSC补偿范围增至约束集中。该模型综合考虑了负荷水平、实时调度运行方式、潮流分布和运行风险的相互影响,实现了电网运行风险和发电成本均衡协调的最优调度决策。采用禁忌遗传优化算法对所建优化模型进行求解。RBTS测试系统的计算分析验证了所提模型和算法的有效性。     

基于风险综合评判的设备状态检修决策优化

针对目前在设备状态检修决策中尚未将设备状况与电网运行情况综合考虑的问题,提出一种计及设备故障风险及电网运行风险的输变电设备状态检修决策优化模型,以"综合风险费用最小"为优化目标,以同时检修、互斥检修、检修资源、电网安全等限制条件为约束。在充分考虑设备状态检修前后故障概率变化情况的基础上,采用禁忌搜索算法求解所建立的优化模型,通过风险经济性量化实现设备与电网运行风险的综合评判,得到技术经济综合最优的状态检修决策方案。对华东某地区电网的算例分析表明了所提出的优化模型及算法的有效性。     

基于贝叶斯决策理论的电网运行方式决策研究

电网运行方式的调整受网架结构和设备检修等多种因素影响,不同运行方式下设备发生故障的概率及对电网造成的后果不尽相同,电网运行方式的调整属于典型的风险型决策。贝叶斯决策理论是处理风险型决策的经典理论,文章将贝叶斯理论引入电网运行方式决策中,以数理统计和效用函数为基础,通过构建"决策树"来量化决策风险,为电网运行方式的决策者提供易于比较的数学参考,从而实现客观的量化决策。     

区域电网运行风险评级体系的定量研究

现代社会对电力依赖程度的提高和电网规模的增长,对电网运行提出了更高的安全要求。文章提出了一套比较完整的区域电网运行风险评级体系,包括设备风险、结构风险、信息安全风险、操作风险和外部风险。该指标体系能够科学地、全面地反映电网的风险水平,为电网安全应急管理措施的制定提供量化依据。同时,基于指标体系的复杂性,提出了一种综合可拓学理论和网络层次分析法的电网运行风险评级方法。实际算例验证了所建立的区域电网运行风险评级模型的合理性和可应用性。     

区域电网运行风险评级体系的定量研究

现代社会对电力依赖程度的提高和电网规模的增长,对电网运行提出了更高的安全要求。文章提出了一套比较完整的区域电网运行风险评级体系,包括设备风险、结构风险、信息安全风险、操作风险和外部风险。该指标体系能够科学地、全面地反映电网的风险水平,为电网安全应急管理措施的制定提供量化依据。同时,基于指标体系的复杂性,提出了一种综合可拓学理论和网络层次分析法的电网运行风险评级方法。实际算例验证了所建立的区域电网运行风险评级模型的合理性和可应用性。     

遵循安全稳定导则的电网运行安全风险在线控制决策探讨

基于风险进行电网运行控制决策,可以实现电网运行的安全稳定性和经济性的有效协调,而通常的电网运行控制规范都是基于确定性原则,为此,提出了遵循安全稳定导则进行运行安全风险控制决策的基本原则。结合在线安全稳定分析与控制决策技术工程应用的现状,分析了目前可实现的电网运行安全风险在线控制决策范畴。提出了基于风险的预防控制在线决策和紧急控制在线决策的技术路线和实现方法,计及了预防控制对紧急控制与校正控制的影响,以及紧急控制对校正控制的影响。以期促进电网运行风险控制技术的工程应用。     

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。     

省地电网协同运行策略与实践

近年来国内发生多起电网事件,事后分析都与省地运行方式安排不当有关。为保证电网安全可靠运行,深入分析了省调度中心与各地区调度中心现有运行方式工作模式的缺陷,将分散在省调和地调的全电压等级在线数据进行统一整合,实现了多时序电网拓扑模型自动拼接。基于全联通遍历算法自动搜索薄弱接线方式并对负荷损失进行精确评估,进而快速识别高危客户供电风险。对实时电网运行控制对策进行省地联合分析,构建了未来电网协同模型并给出不合理重叠检修方式智能排查方法,实现了省地电网联合决策,可用于指导省级电网运行方式协同决策平台建设。通过在省级电网中实际系统的应用表明,提出的策略能有效避免省地运行方式冲突并实现对电网的协同决策。     

基于最小累积风险度的电网等风险检修决策

从电网风险均衡角度出发,提出一种基于最小累积风险度的电网等风险检修决策模型。以电网检修引起的计划性失负荷量和故障引起的非计划性失负荷量的综合作为电网风险衡量标准,以电网风险在检修周期各时段接近相等为目标建立电网等风险检修模型;提出电网故障发生的概率及失负荷量的计算方法,并通过风险追踪方法确定电网当前运行方式下各待检修设备对电网风险的贡献程度,由大到小排序确定待检修设备决策序列;采用基于最小累积风险度的启发式方法求解模型,依次确定各设备的检修时段。算例表明,所提模型不仅实现了电网风险均衡的目标,并且能使检修周期内的电网总风险较小。     

主动配电网双层实时优化博弈研究

随着分布式电源(DG)的广泛接入及配电侧市场改革的不断深化,DG运营商成为配电网中新增的利益主体,研究DG运营商作为独立主体参与下的配电侧市场交易和竞价机制具有重要意义。文中构建了一个考虑DG运营商和配电公司不同利益主体需求的双层交易模型。该模型的上层为配电网购电策略的制定,下层为DG运营商根据配电公司购买电价所做出的出售功率响应。上层以电网的安全经济运行为目标,决策变量是从上级主网购买的电量,向分布式电源制定电价和负荷中断量;下层以DG运营商的经济收益最大化为目标,决策变量为DG运营商的最优出力。考虑到双层模型的耦合性,文中利用原始-对偶算法将双层优化模型转化为单层模型,并将非线性潮流约束进行二阶锥转化。算例分析表明所述模型可以反映主动配电网与DG运营商的利益博弈关系,并有效指导双方交易电价的确定。     

满足大型城市电网供电需求的在线预防控制方法

研究并提出计及城市电网不同类型负荷可靠性要求和事故风险的在线预防控制协调决策方法,适用于负荷特性多样、功能区可靠性要求差异化的大型城市电网。分析城市电网发展对事故预控提出的新需求和现有防御手段的不足,在此基础上,给出计及措施代价和事故风险的预防控制协调决策模型,进一步通过措施枚举组合、集群迭代计算的方式实现分区负荷转移和馈供用户优化减负荷方案搜索,为大型城市电网精细化、差异化和一体化事故防御奠定基础。利用实际电网运行数据进行仿真分析,验证方法的正确性和可行性。     

基于汇聚效应的风电集群接入与区域电网协调规划研究

风电消纳困难的重要原因之一是由于风电集群接入规划与接入区域电网的不协调。一方面,风电接入容量、接入方式与主网网架及常规电源布置、运行方式互相耦合,影响整体经济性与风电消纳效果;另一方面,风电集群接入后整体功率波动特性较单风电场出现变化,对规划产生影响。文章考虑机组启停机状态运行约束,以投资成本、运行成本、弃风成本及失负荷成本之和最小为目标,并通过模拟不同规模风电场群汇聚过程,将“风电场群零出力概率”与“汇聚容量”之间的关联关系作为约束,建立风电集群接入与区域电网协调规划混合整数模型,实现尽量接纳风电和保证系统安全性前提下整体规划方案的最优,最后通过算例分析验证了所提出模型和方法的有效性。     

基于两阶段鲁棒优化的西南地区微电网经济调度

针对西南地区可再生能源储备丰富的特点,考虑微电网中可再生分布式能源出力和负荷的不确定性对微电网运行调度的影响,搭建了两阶段鲁棒优化经济调度模型,求解系统在极端运行场景下的经济性最优解。模型考虑系统功率平衡和输出功率约束、需求响应负荷约束以及微电网与配电网的交互约束,通过不确定性调节参数处理微电网中的不确定性,调节模型的保守度。随后通过Benders分解算法将模型分为主问题和子问题求解,并采用对偶理论对内层模型进行解耦。最终得出的结果验证了所搭建模型的有效性,为微电网接入西南电网后的调度策略提供参考。     

输配电价改革下电网投资需求与投资能力协调优化研究

在输配电价改革背景的影响下,电网企业的盈利模式以及运营方式发生重大改变,亟需转换企业运营理念以及投资决策,为此建立了一种考虑输配电价改革的电网投资需求与投资能力协调优化模型,对电网投资决策提供方向。首先,对电网的投资需求方面进行分析,并将电网投资能力分为可分配利润、融资资金以及折旧费用,进而构建出基于输配电价改革下电网投资能力计算模型。然后,计算电网投资能力与投资需求的协调系数,考虑多约束条件建立电网投资需求与投资能力优化模型,并引入粒子群优化算法进行协调优化。最后,考虑投资需求与投资能力是否协调的情况进行仿真分析,依据仿真结果提出相应的投资经营策略。通过实例验证表明,该模型可以为电网企业制定合理投资计划提供较为有效的参考。     

500/220 kV电磁环网解合环方式评价方法研究

提出了一种新的500/220 kV电磁环网运行方式评价方法,该方法从电网运行可靠性和经济性出发,确定了以母线短路电流水平、线路负载率、变压器负载率、电网静态安全性、电网暂态稳定性、网损作为评价电磁环网不同解合环方式优劣的指标,并基于电网实际运行中对各指标的期望曲线,建立了考虑阈值的运行指标评价公式,对于各运行指标的权重参数,采用了一种新的群决策理论方法进行确定.根据计算实例对比,表明了该电磁环网运行评价指标方法是实用有效的.     

基于OPF的互联电网AGC优化模型

提出了一种基于OPF的互联电网AGC优化模型。该模型在传统OPF模型的潮流安全约束基础上,考虑了发电机组和负荷的静态频率特性,增加了机组的爬坡速率约束、频率质量约束和互联断面的传输有功约束,同时以AGC机组的辅助调节费用最小为目标函数。所建模型扩展了OPF模型的应用范围,使其由发电计划的决策方法扩展为实时发电控制的决策方法,并避免了传统AGC策略的区域偏差和潮流安全约束的越限风险。采用预测-校正原对偶内点法求解所建模型,并通过对IEEE 39节点修正系统的仿真分析,验证了新模型的正确性和有效性。