负荷模型简化辨识及在河南电网的仿真应用

使用相量测量单元（PMU）的实测数据,进行了大量的感应电动机负荷模型参数灵敏度分析,并从参数灵敏度的角度出发,提出了将灵敏度较小的感应电动机负荷模型参数固定,仅辨识灵敏度较大参数的方法。结合电网实际扰动仿真、暂态故障曲线Prony分析以及电网小扰动分析,使用综稳程序PSASP进行仿真分析,仿真结果证明了所提简化模型辨识的可行性和实用性。     

一种适用于大区互联电网的负荷模型参数拟合方法

电力负荷模型是电力系统分析计算的基础,模型参数的准确性关系到电力系统的安全稳定分析结果的可靠性。基于现代大区互联电网规模过于庞大、传统建模方法用于实际工作时仍存在很多问题,提出了一种针对大区互联电网的负荷模型参数的拟合方法。统计大电网内的负荷特性,根据以往的工程经验或负荷手册的推荐参数初步估计其负荷参数。将大电网按照管理和结构特征,划分为若干较小区域,调节每个小区域中负荷模型的某些重点参数并进行仿真计算,得到重点参数对全网仿真结论影响的灵敏度。根据实际电网的录波场景,分区调节负荷的重点参数,使得最终的仿真拟合效果满足一定的精度要求,得到适用的负荷模型参数。采用实际的电网扰动场景验证了该方法的正确性与实用性。     

河南电网输电能力可信性风险评估研究

电力系统负荷模型的不确定性对于电网的输电能力有着较大影响。该文在国家电网公司推广应用综合负荷模型的前提下,结合河南电网实际情况,运用可信性理论,提出了一种以负荷模型参数不确定性为风险源的电网输电能力风险评估方法,首次系统地从负荷模型参数灵敏性/适应性分析、电网输电断面功率极限计算、随气温变化的负荷模型参数随机模糊期望值建模以及基于模型参数不确定性的电网风险计算等方面来研究基于负荷模型不确定性的电网输电能力风险评估问题。仿真计算结果表明,该方法能够从安全性和经济性上对河南电网关键断面的输电能力进行全面的风险评估,对于保障河南电网安全、可靠、经济运行具有重要意义。     

河南电网输电能力可信性风险评估研究

电力系统负荷模型的不确定性对于电网的输电能力有着较大影响.该文在国家电网公司推广应用综合负荷模型的前提下,结合河南电网实际情况,运用可信性理论,提出了一种以负荷模型参数不确定性为风险源的电网输电能力风险评估方法,首次系统地从负荷模型参数灵敏性/适应性分析、电网输电断面功率极限计算、随气温变化的负荷模型参数随机模糊期望值建模以及基于模型参数不确定性的电网风险计算等方面来研究基于负荷模型不确定性的电网输电能力风险评估问题.仿真计算结果表明,该方法能够从安全性和经济性上对河南电网关键断面的输电能力进行全面的风险评估,对于保障河南电网安全、可靠、经济运行具有重要意义.     

考虑负荷水平及有功备用的低频减载方案在线优化

频率是电力系统运行的重要指标,当电力系统发生功率缺额时,系统频率会下降。低频减载是保障电网安全稳定运行的第三道防线。实际系统中,基于启动频率和动作延时的低频减载方案应用广泛,但传统的整定方法模型高度简化,等效参数不随负荷水平及有功备用变化而变化。为减少负荷切除总量,提出一种基于改进频率响应模型的在线低频减载优化方法,利用粒子群优化算法在线计算复杂模型等效参数,同时将粒子群算法应用到低频减载方案中,最大限度减少切负荷总量。仿真表明,相对于传统低频减载算法能有效减少有功负荷的切除,控制系统的频率,满足在线计算时长要求,论证了模型和算法的可行性和有效性。     

基于灵敏度与相关性的综合负荷模型参数优化辨识策略

综合负荷建模及其参数辨识是电力系统分析研究的重点和难点之一。为了研究综合负荷模型参数对模型响应的影响以及参数之间的动态关联,提出一种基于参数灵敏度与相关性分析的综合负荷模型优化辨识策略。首先,对配电网集结等效的综合负荷模型进行解析灵敏度分析以及Hessian矩阵特征值表征的灵敏度分析;其次,通过Pearson相关系数判断参数一阶灵敏度之间的相关性,得到对输出响应作用相似的参数;然后,在遗传算法与Levenberg-Marquardt算法相结合的混合算法基础上,提出固定灵敏度小的参数,按比例简化辨识线性相关参数的优化辨识策略;最后,通过实测曲线及完整负荷模型的仿真,验证了该辨识策略的有效性。     

电力系统动态仿真的灵敏度分析

电力系统动态仿真既是电力系统动态安全分析与控制的基本工具,也是电网调度部门指导电力生产的主要依据,因此,动态仿真的准确程度直接关系到电力系统的安全经济运行。然而电力系统是高维、多变量的复杂非线性系统,影响其仿真可信度的因素众多,因此分析电力系统动态过程对参数、特别是对控制器参数的灵敏度尤为重要。文中通过比较任意摄动参数在微分代数方程动态解的泰勒展开多项式中的系数,获得求取电力系统动态灵敏度的方程,解决了参数奇异点处的灵敏度计算问题。并进一步对方程的动态特性,特别是对电力系统控制器参数的灵敏度进行了讨论。依据所提出的方法,以单机对无穷大系统与IEEE10机39节点系统为例,计算了IEEE-EA型励磁系统参数对系统动态过程的影响,并对其动态特征进行了分析。     

电压稳定在线监控的简化L指标及其灵敏度分析方法

提出了一种可应用于大规模电网电压稳定在线监测快速计算的简化L指标及其L-Q灵敏度分析新方法。针对实际电网的特点,以局部电压稳定指标(L指标)为基础,推导出负荷节点简化L指标。在此基础上,给出了简化L指标的全微分方程,借助全微分方程分析系统参数变化对电压稳定的影响;定义了电力系统L-Q灵敏度,定量分析了网络中负荷节点间的电压稳定相互影响关系,研究了不同电压失稳模式所涉及的区域划分,并就L-Q的物理意义进行了全面分析;比较了L-Q灵敏度分析方法与V-Q灵敏度分析方法的异同,给出了L-Q灵敏度分析方法的具体计算步骤。最后,将所提出的方法应用于New England 39节点、IEEE 118节点和IEEE 300节点系统中,算例仿真结果证明了所述方法的可行性和有效性。     

电力系统动态仿真的灵敏度分析

电力系统动态仿真既是电力系统动态安全分析与控制的基本工具，也是电网调度部门指导电力生产的主要依据，因此,动态仿真的准确程度直接关系到电力系统的安全经济运行。然而电力系统是高维、多变量的复杂非线性系统，影响其仿真可信度的因素众多，因此分析电力系统动态过程对参数、特别是对控制器参数的灵敏度尤为重要。文中通过比较任意摄动参数在微分代数方程动态解的泰勒展开多项式中的系数，获得求取电力系统动态灵敏度的方程，解决了参数奇异点处的灵敏度计算问题。并进一步对方程的动态特性，特别是对电力系统控制器参数的灵敏度进行了讨论。依据所提出的方法，以单机对无穷大系统与IEEE 10机39节点系统为例，计算了IEEE-EA型励磁系统参数对系统动态过程的影响，并对其动态特征进行了分析。     

基于人工神经网络的负荷模型预测

负荷模型是影响电网稳定分析的重要因素,是电力系统进行仿真分析、计算的重要依据之一。若能对次日的最大、最小负荷时刻的负荷模型进行预测,可为调度机构制定运行方式时校核系统稳定性提供重要依据。以静态ZIP负荷模型为基础,分析了影响负荷模型的因素,采用人工神经网络方法,对最大、最小负荷时刻的负荷模型参数进行预测。分析了负荷模型参数与负荷预测结果之间的灵敏度,以掌握它们相互间的关系和影响程度,并由此寻找减小误差的方法。以最小负荷的有功模型预测为例,进行了实际预测。算例结果表明,负荷模型预测具有较好的准确率,本文所提方法可行。     

Optimal placement and sizing of distributed generators based on a novel MPSI index

The Objective: This paper presents a method to identify the optimal location and size of DGs based on the power stability index and particle swarm optimization (PSO) algorithm.Materials and methods: First, a novel maximum power stability index (MPSI) is derived from the well-established theorem of maximum power transfer. The MPSI is utilized as an objective function to determine the optimal DG locations. Next, a PSO-based model with randomized load is developed to optimize DG sizing in view of the system’s real power losses.Results and Conclusion: Lastly, a IEEE 30-bus test system is employed in the simulation. The performance of proposed MPSI index are comparable with other voltage stability indices. The DG optimization model considering voltage stability and loss minimization provides better results compared to that obtained using only loss minimization approach.     

基于信息扩散估计的负荷综合建模

为了满足电力系统先验仿真的要求,负荷模型需要概括不同时刻的负荷特性。针对负荷建模实测数据较少的情况,提出一种基于信息扩散估计的负荷综合建模方法。该方法首先利用负荷节点采集到的小样本单条扰动数据建立负荷模型,模型中仅辨识灵敏度大的参数以降低参数分散性的影响。然后基于信息扩散理论估计负荷模型参数的概率密度函数,利用K-S方法检验所得概率密度的正确性。最后根据此概率密度函数估计综合负荷模型的参数。该方法可以对现场实测的有限数据样本信息进行拓展,通过对样本信息的深度挖掘来估计模型参数的总体特征,使得所建负荷模型具有良好的泛化能力。     

Estimation of load model parameters for harmonic analysis

In order to devise countermeasures for harmonic disturbances and harmonic suppression in power systems effectively, it is necessary to develop a harmonic analysis approach with high accuracy. The major harmonic analysis approach is to re‐create harmonic distribution in a power system model by using a simulation method. However, in order to carry out high‐accuracy estimation of the harmonic distribution using the simulation method, after creating a load model which consists of several parameters associated with the measured harmonic impedance, the optimal load model parameters must be determined. So far, appropriate load model parameters have been determined by trial and error. Therefore, a systematic approach to determine the optimal load model parameters is needed to estimate the measured harmonic impedance with high accuracy. In this paper, a determination method for the optimal load model parameters to estimate the measured harmonic impedance is proposed. The proposed method is based on Particle Swarm Optimization (PSO), which is one of the optimization methods using the concept of swarm intelligence. In order to check the validity of the proposed method, the load model parameters estimated by the proposed method are evaluated using test data and field data of Hokuriku Electric Power Co. © 2008 Wiley Periodicals, Inc. Electr Eng Jpn, 164(2): 44–53, 2008; Published online in Wiley InterScience ( www.interscience.wiley.com ). DOI 10.1002/eej.20415     

确定风电厂最优落点的概率特征值灵敏度方法

随着电力系统中风电渗透率的不断提高,电力系统潮流分布的复杂性和不确定性随之增加。为解析含风电互联电力系统的稳定运行特性,提升接纳间歇性可再生能源发电的能力,文章提出利用概率灵敏度指标优化配置风电落点。首先,针对互联系统多种运行方式,研究系统状态矩阵与留数之间关系,构建系统概率灵敏度指标,辨别引起系统低频振荡的相关因素和强相关电机组。之后,采用特征根和动态时域仿真,对比分析“增加”和“替换”风电两种配置方案对系统振荡特性的影响,并确定风电入网的最优配置落点。最后,采用算例对所提方法的可行性与有效性进行仿真验证。     

Optimal placement of DG in radial distribution systems based on new voltage stability index under load growth

This paper presents a comparison of Novel Power Loss Sensitivity, Power Stability Index (PSI), and proposed voltage stability index (VSI) methods for optimal location and sizing of distributed generation (DG) in radial distribution network. The main contribution of the paper is: (i) optimal placement of DGs based on Novel Power Loss Sensitivity and PSI methods, (ii) proposed voltage stability index method for optimal DG placement, (iii) comparison of sensitivity methods for DG location and their size calculations, (iv) optimal placement of DG in the presence of load growth, (v) impact of DG placement at combined load power factor, (vii) impact of DG on voltage stability margin improvement. Voltage profile, the real and reactive powers intake by the grid, real and reactive power flow patterns, cost of energy losses, savings in cost of energy loss and cost of power obtained from DGs are determined. The results show the importance of installing the suitable size of DG at the suitable location. The results are obtained with all sensitivity based methods on the IEEE 12-bus, modified 12-bus, 69-bus and 85-bus test systems.     

考虑负荷及发电机出力不确定性的TCSC选址与定容

TCSC装置的应用能够有效地提高系统输电能力、降低网损、改善系统稳定性,但由于其成本相对比较昂贵,因此在输电网规划中,其选址与定容问题具有较高的研究价值。本文提出一种确定TCSC备选安装位置和安装容量的新方法。在选址子问题中,考虑到规划方案中系统负荷预测与发电机出力方式的不确定性,以静态电压稳定约束下的系统输电能力最大化为目标,采用将灵敏度法与非贯序蒙特卡罗仿真法相结合的方法来确定TCSC的备选安装位置。在安装位置已知的前提下,考虑到不确定因素的影响,以系统最大收益为目标,将蒙特卡罗法与非线性优化方法相结合来确定TCSC的安装容量。经IEEE118节点系统验证,本文算法能够有效解决TCSC的选址与定容问题。     

基于模糊信息粒化与多策略灵敏度的短期日负荷曲线预测

针对气象变化时负荷曲线预测精度低、预测模型不能完全适应气象变化的情况,提出了一种基于模糊信息粒化与多策略灵敏度的短期日负荷曲线预测方法。提出了完全气象因子序列的概念,建立气象粒化集;采用空间多元回归及滞后模型结合多策略灵敏度分析法,建立了针对复杂气象条件下的极值预测模型;基于改进的K-means聚类分析法查找并获取气象特征日,计算初步预测曲线,主动判断预测曲线畸变概率并进行优化修正,得到最佳预测日负荷曲线;利用动态数据流对模型参数进行更新,实现精细化预测。最后采用该方法对我国南方某地区全年负荷曲线进行预测,验证了模型在多种气象条件下的预测准确性,尤其适用于短期内气象存在复杂变化的情形。     

应对区域供电线路故障的多功能复合储能优化配置方法

区域供电线路故障会使部分线路出现短时拥塞,同时区域内重要负荷供电不足,导致大量切机和切负荷。针对这一问题,提出一种应对区域供电线路故障的多功能复合储能优化配置方法。该配置方法考虑了各发电单元在线路故障发生后的响应时间,优化配置功率型储能和切除部分非关键性负荷以缓解线路短时拥塞。考虑重要负荷在故障检修期间的供电需求指标,在已有功率型储能基础上,协调优化配置能量型储能以保障区内重要负荷供电。最后,以复合储能整体投资费用最小为优化目标,结合实际电力系统算例进行了仿真,对影响配置结果的关键参数进行了灵敏度计算,深入分析了复合储能优化配置的相关原理,验证了所提模型和方法的正确性。     

电力系统低频减载优化研究

低频减载作为电力系统的第三道防线,是一种有效防止系统频率崩溃的手段。结合江苏电网的实际情况,研究电力系统低频减载的优化配置。采用多机模型的时域动态仿真方法,用故障仿真法确定适合低频减载分析的系统模型和参数,通过选择江苏电网的一个典型分区作为研究对象,提出轮级协调动作配合后加速动作来优化调整现有低频减载的方案,以获得更高的安全性和经济性。     

交直流控制措施改善频率安全的差异及评价指标

利用传统的控制灵敏度指标,可较好地指导下一步策略的优化,实现优化控制,避免控制措施负效应,但要获得每个控制措施的灵敏度,都要经过摄动计算,不满足在线快速决策的要求。从控制措施正反面作用角度,解释了不同控制措施对改善频率安全性灵敏度不同的机理,给出了频率安全控制措施实效量概念及其计算方法。提出了切机、切负荷及直流调制等措施对频率安全控制效果的快速评价指标,通过一次仿真获得所有候选控制措施的控制性能。基于实际电网仿真表明,该指标能取得与数值摄动法近似的灵敏度,大大减少了计算量,可以有效提高搜索效率并能够找到工程意义上的优化控制策略。