多区域互联电网主要联络线AGC控制性能评价指标

针对目前华中—华北交流特高压互联电网中特高压联络线呈现出较大的随机功率波动这一实际问题,结合控制性能标准(CPS)和T(联络线)标准的基本原理,提出了一种多区域互联电网主要联络线自动发电控制(AGC)的控制性能评价指标,简称MT指标。该指标能够较好地评价大区电网中各子区域(如各省级电网)对主要联络线功率波动控制的贡献。在此基础上,以MT指标为控制目标设计了抑制主要联络线随机功率波动的控制器。仿真结果显示,在该指标下设计的控制器能够很好地抑制主要联络线随机功率波动。     

±１ １００ ｋＶ 特高压直流输电受端接入方式的综合评估

以±１ １００ ｋＶ 特高压直流输电工程受端接入方式为评价对象,从潮流分布和安全稳定性２ 个方面提出了其评价指标体系,其中潮流分布指标包括潮流均匀度、线路负荷率、断面热稳定水平、特高压主变下网功率等,安全稳定性指标包括短路比、换相失败系数、功角严重度指标和故障摇摆严重度指标等。 基于层次分析法和改进扇形雷达图法,提出了适用于±１ １００ ｋＶ 特高压直流输电受端接入方式的综合评估方法,可用于定量评估不同接入方式的总体效果。     

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。     

±1100kV特高压直流分层接入方式下改进附加功率协调控制策略EI北大核心CSCD

±1100 kV特高压直流输电工程受端将采用分层接入方式,高、低端换流器分别接入500 kV和1000 kV层级电网。为解决常规控制策略无法独立控制逆变侧换流器输送功率的问题,提出了改进附加功率协调控制策略,通过在直流系统两侧加入附加控制器,实现对两侧传输功率更加灵活的控制。同时,为保证对功率进行紧急提升时,将功率提升指令合理分配给同级串联高、低端换流器,定义了功率分配系数,提出功率分配策略,实现对逆变侧各换流器提升功率的协调控制。通过仿真验证了改进附加功率协调控制策略在系统正常运行、受端功率指令下降、交流母线电压上升等工况下,能够实现对逆变侧换流器输送功率的灵活控制。功率分配策略在功率紧急提升时,能够将同极提升的直流功率在串联换流器中进行合理分配,有利于充分利用各换流器的功率输送能力,保证各换流器熄弧角留有较大的裕度,减少换流器发生换相失败的概率。     

基于分段电价的跨区风电消纳

大规模风电跨区输送越来越频繁,加大了受端区域电力系统的调节压力,严重影响了风电的消纳能力。针对这一问题,提出一种基于分段电价的风电消纳方法。该方法以电网公司购电总费用最小为目标,考虑火电和抽蓄各自参与风电消纳的边际成本效益,并通过对风电不同电量部分施行分段电价,使得电网公司、风电厂、火电厂和抽蓄电站等多个主体之间利益均衡,增加系统对风电的消纳,同时从理论上证明该方法与弃风惩罚方法原理上的等效性。仿真算例验证了该方法的有效性。仿真结果表明该方法能够显著减少弃风,在不降低电网企业利益的同时,提高火电和抽蓄电站参与风电消纳的积极性,增加风电企业的收益。     

独立海岛微网分布式电源容量优化设计

针对独立海岛微网中分布式电源容量配置问题,建立计及设备初始投资成本、替换与维护成本、燃料成本、环境治理及缺电惩罚成本的微网经济性优化模型,考虑可再生能源装机容量比例、弃风光比例和供电可靠率等多种约束条件,并调用CPLEX软件中的MILP求解函数对建立的混合整数模型进行求解,分析比较了风光储、风光柴、光储柴、风储柴和风光储柴五种配置方案。最后通过灵敏度分析,定量考察供电可靠率、弃风光比例、燃料价格和储能电池SOC下限对优化结果的影响。     

基于价格引导的气电联合系统双层优化模型

电气联合系统因其清洁性、灵活性引起众多关注,然而燃气电站与P2G(powertogas)电站作为两个系统的连接者,其行为受实时电价与气价影响。针对这一问题,提出一种基于价格激励的气电联合系统的双层优化模型。该模型同时计及了电网潮流和燃气管网的动态能量流,考虑燃气电站与P2G电站的套利特性,利用价格激励的方式引导其决策行为,从而增加风电消纳、缓解网络拥塞。模型分为上下两层,上层优化目标为电网运行成本最小,下层优化目标则为燃气电站与P2G电站收益最大。为求取所提双层优化模型的最优均衡解,首先采用矩阵表达的形式改写天然气系统暂态能量流方程,其次利用KKT(Karush-Kuhn-Tucker)条件将双层优化问题转换为单层优化问题,再次对KKT条件进行线性化处理,将模型转换成可直接求解的混合整数二次优化问题,最后通过仿真算例验证了所提模型和方法的有效性。     

一种基于储能技术的风电场虚拟惯量补偿策略

变速恒频风电机组转子动能被变频器与电网"隔离",使得其对电网贡献的惯量几乎为零。随着风电渗透率不断提高,电网的频率稳定性问题也随之加大。因此各国风电并网导则均明确要求风电场需具有参与系统频率调整的能力。由于风电场内部机组数量庞大,机组间运行工况不一致,风电场层面的控制仍具有很大难度。为此文中定义风电–储能系统的虚拟惯量,研究储能装置协助风电场进行惯量补偿的容量要求,并基于模糊逻辑控制提出一种利用储能装置补偿风电场惯量的控制策略。仿真研究表明:所提虚拟惯量补偿策略能够有效补偿风电场虚拟惯量、协调风电–储能系统和常规电网之间的能量交换,使风电场迅速响应系统的频率变化,从而有效地提高大规模风电场接入系统的频率稳定性。     

基于二阶锥规划的含大规模风电接入的直流电网储能配置

随着风电规模的快速增长,其消纳问题日益突出,直流电网结合储能技术能为风电大规模消纳提供一定技术支撑。以典型日下储能日化投资、火电机组运行成本与弃风惩罚成本之和最小为目标,提出了一种直流电网储能容量规划模型。模型综合考虑了火电机组、电池储能、抽蓄机组的协调运行,为非凸非线性模型,无法通过求解器直接求解。采用分段线性化、大M法及锥松弛等手段将模型转化为等效的二阶锥规划模型,可调用CPLEX求解器获得模型的全局最优解。最后,以风电汇集的多端直流系统为例进行仿真验证,结果表明配置的储能可提高系统风电消纳能力,降低系统运行成本,验证了所提模型的有效性。