大规模新能源并网下火电机组深度调峰优化调度

当前,火电机组亟须进行深度调峰改造来提高电网大规模新能源消纳能力。文中对大规模新能源并网下火电机组深度调峰优化调度进行研究。首先,分析火电机组深度调峰成本,建立火电机组深度调峰的能耗成本、运行补偿收益以及备用容量成本的数学模型;然后,以综合运行成本最低为目标函数,建立考虑火电机组运行约束的深度调峰调度模型,并使用分支定界法求解调度模型;最后,以8台火电机组、1个风电场和1个光伏电站构成测试系统,分别从调峰深度、新能源消纳量、火电企业收益等方面对大规模新能源并网下火电机组深度调峰优化调度进行分析。算例结果表明：在文中所建优化调度模型中,火电机组深度调峰能显著提高新能源消纳量,但火电机组单位发电成本提高,火电机组效益明显下降。在当前深度调峰补偿标准下,火电机组深度调峰效益低于基本调峰。     

计及抽蓄电站调峰运行的水火电优化调度

抽水蓄能电站具有优良的调峰填谷能力,能减少火电机组的调峰压力,增强整个电网的调峰能力。首先,将抽水蓄能电站抽水机组消耗的有功假设成电网中的"可中断负荷",修正了总负荷水平方差的表达式,建立计及抽蓄电站调峰运行的水火电优化调度模型。之后,通过AMPL平台调用高效商业求解器IPOPT对其进行求解。基于湖南黑麋峰抽水蓄能电站的实际数据,选择丰水期典型日的计划负荷曲线进行数值仿真,比较调度前后火电机组与抽水蓄能电站的出力、火电机组深度调峰与启停调峰次数以及弃水调峰电量,验证了该模型在提高电网调峰能力方面的有效性。     

考虑风电相依结构的虚拟发电厂内部资源随机调度策略

虚拟发电厂运行机制的研究能够为需求侧分布式电源接入电网提供技术支撑,而可中断负荷是需求响应的重要形式之一,可以缓解新能源引起的波动,促进其消纳。将含可中断负荷、风电场和常规机组的电力系统视为虚拟发电厂,并对其进行优化调度。为提高风功率概率分析的准确性,引入Gumbel-Copula描述风电功率相关性,建立联合出力模型。结合需求侧可中断负荷的调峰特性,将可中断负荷加以中断时间、中断次数及中断容量等约束,与常规机组协同运行。通过基于差分进化策略的改进入侵杂草算法对算例进行求解,并与其他两种虚拟发电厂调度策略对比,结果表明该策略可减少总运行成本,同时增加风电消纳、降低风功率剩余。     

计及需求响应与火电深度调峰的含风电系统优化调度

随着风电等新能源接入比例的不断上升,对电力系统运行灵活性提出了更高的要求。基于此背景,从源荷灵活性提升入手,在需求侧通过分时电价及可中断负荷手段引导用户主动优化负荷曲线,以缓解风电的反调峰给系统带来的调峰压力;基于目前的火电机组深度调峰技术,提出了考虑机组低荷疲劳寿命损失及投油成本的深度调峰出力模型;建立了计及需求响应与火电机组深度调峰的含风电系统优化调度模型。以改进的IEEE 118节点系统为例,进行了多种场景的仿真计算分析,结果表明需求侧资源与火电机组深度调峰手段能够有效提升系统的新能源消纳能力,验证了该模型的有效性。     

考虑火–储深度调峰容量二次分配的含风电电力系统分层优化调度

风电并网容量的不断增加加剧了电力系统调峰负担,导致电网对调峰辅助服务及系统灵活性需求日益增加。在最大限度消纳风电的前提下,建立了考虑火–储深度调峰容量二次分配的含风电电力系统分层优化调度模型。优化模型包含上、中、下3层,上层采用电价响应对用电负荷进行优化,使其跟随风电出力态势以降低电力系统深度调峰容量;中层以风–火–储整体经济性最优为目标,得到优化后的电池储能电站(battery energy storage power station,BESPS)与火电深度调峰机组承担的调峰容量;下层基于优化风电后的深度调峰容量,以统一边际出清价格结算的购电费用最低为目标,对火电深度调峰机组与储能电站的调峰容量进行二次分配,从而确定日前调度最优出清计划。在改进的IEEE30节点中进行仿真验证,结果表明,所提优化方法在提高深度调峰机组调峰积极性的同时能够降低电网调峰资源购买成本。     

“三北”地区电网有偿调峰服务费用计算

针对“三北”地区电网热电机组比重大、纯凝机组等非供热机组承担系统调峰的问题,提出有偿调峰服务费用的计算方法。在对纯凝机组和热电机组分别建模基础上,构建一种电负荷由全网机组平衡、热负荷由各热电厂就地平衡的优化调度模型。通过求解热电机组按纯凝发电和热电联产两种方式运行时系统各机组的出力,分别确定纯凝机组、风电机组以及水电机组的深度调峰容量,并将非供热机组深度调峰区间内销售电量所得利润之差定为有偿调峰费用。算例分析证明了该有偿调峰费用计算方法的合理性。     

考虑可中断负荷及风电随机性的电网短期经济调度

文中考虑在短期负荷及风电预测存在偏差的情况下,引入可中断负荷作为一种旋转备用以确保系统的功率平衡。以输电线路传送有功作为电网安全指标,采用CVAR风险理论描绘电网的不确定安全风险,构建了考虑可中断负荷及风电随机性的电力系统短期经济调度模型。在调度总成本中,除了计及常规机组的发电生产费用以外,还考虑了因电力供应不足所造成的需求侧停电补偿费用。最后通过IEEE14节点系统仿真计算,算例结果表明,该模型具有良好的理论意义和实用价值。     

含柔性负荷的火电机组深度调峰的源荷分层优化调度

风电大规模接入对系统调峰带来巨大挑战,为解决因系统调峰能力不足导致的弃风问题,提出了一种含柔性负荷的火电机组深度调峰的源荷分层优化调度方法。该方法分为上层和下层两个优化模型,上层以系统峰谷差最小为目标,旨在减少系统调峰压力;下层模型以系统成本最小为目标,确定各个火电机组出力。通过实际算例对比柔性负荷优化调度前后系统总成本,验证所提调度方法的经济性和有效性。     

考虑附加成本的燃气机组深度调峰及电力系统能源效率

由于新能源出力的随机不确定性及源荷分布的不平衡,区域电力系统的调峰压力日益加大,利用燃气机组深度变负荷能力进行调峰是解决该问题的一个思路。分析了中国现有燃气机组的调峰能力,针对燃气机组深度变负荷调峰与启停调峰这两种深度调峰方式,研究了燃气机组深度变负荷调峰过程中的附加成本,提出了其参与系统调峰控制的全过程调峰成本。在全额接纳风电的基础上,以系统发电成本最小为目标,建立了考虑燃气机组附加成本的电力系统经济调度模型。进而从经济、社会、环境角度建立电力系统能源效率指标,评估燃气机组参与深度调峰的经济性与可行性。以某实际电网为实例进行仿真验证,结果表明综合考虑系统能源优化与环境因素,在非采暖期采用燃气机组深度调峰具有合理性;同时需要建立考虑燃气机组附加成本的经济调度机制,以提高电力系统的整体能源效率。     

计及新能源随机特性的电网深度调峰多目标策略

在规模化新能源并网消纳趋势下,电网新能源的出力随机特性和系统调峰裕度亟需兼顾研究。首先根据非参数估计理论对新能源出力的随机特性进行处理。其次基于火电调峰机组的深度调峰过程对机组的运行费用进行分析建模。接着构建综合考虑电网深度调峰运行经济性和调峰灵活性的多目标优化调度模型,提出考虑新能源出力随机特性的多目标电网深度调峰运行优化调度策略。最后基于多目标求解方法分别以10台火电机组电力系统和某地区实际电网运行数据进行仿真计算,分析该多目标调度策略的有效性。     

基于可中断负荷拍卖模型电力双边交易阻塞管理

提出了基于可中断负荷拍卖模型的电力双边交易阻塞管理构架,通过市场机制来确定最优的负荷削减程序.在该构架中阻塞调度过程可以分为三个阶段:调度前阶段、无约束调度阶段和考虑可中断负荷拍卖的阻塞调度阶段.在第三阶段,用户可以向调度机构提交各自的可中断负荷服务报价曲线.构建了阻塞调度模型,综合考虑了最小化所中断的负荷量和最小化向用户支付的可中断负荷服务费这两个优化目标.最后用算例对所提出的阻塞调度模型进行了验证.     

含风电系统的发用电一体化调度模型

在传统发电调度模式中融入用电调度,为风电等间歇性电源并网提供备用资源、保证电力平衡开辟了一条可行的途径.考虑融入用电激励、可中断负荷、电价响应等用电调度方式,建立了含风电系统的发用电一体化调度模型,采用启发式动态规划算法进行求解.算例分析表明,通过科学决策发用电资源调度,融入用电激励方式能够减少低谷时段风电弃风,提高了...     

利用负荷需求响应提高大规模风电并网能力

提出利用负荷需求响应提高大规模风电并网能力的多目标优化方法。该方法按照负荷需求响应的特点,将响应负荷分为可中断负荷和用电激励负荷2个部分,并定义两者对等效负荷数据的概率密度函数和调峰容量的影响。通过量化需求响应与系统收益及调峰容量之间的比例关系,提出收益优化目标函数和调峰容量目标优化函数,利用模糊优化方法对多目标优化函数进行求解。以陕甘宁青夏季的等效负荷数据为例,对该算法进行验证,结果显示在更广的范围内配置风电时,利用负荷需求响应可有效提高电网调峰能力,扩大风电并网规模并提高系统的经济效益,为调度规划决策人员提供理论依据。     

含风储一体化电站的电力系统多目标风险调度模型

风储一体化运行是未来风电站的一种发展趋势,与储能和风电分别受系统调度相比较,更有利于提高风电接入电网的利用率。基于一体化电站中电池储能系统的运行特性及风机故障机理,提出考虑含风储一体化电站的电力系统失负荷和弃风风险指标,建立以系统运行风险最小、火电机组煤耗量最少,以及弃风量最少的多目标优化调度模型,以解决系统运行过程中风险、发电成本与风电消纳之间的矛盾。算例验证表明,与传统风储联合运行模式下的调度结果相比,一体化后虽然风险略有增加,但显著提高了系统运行的经济性和风电消纳能力。     

鲁棒性驱动的含风电不确定性区域间调峰互济方法

随着风电的大规模并网,其出力的不确定性和反负荷特性使受电区域面临严峻的风电消纳和调峰问题,进行区域间调峰互济是解决该问题的有效途径之一。在区域间调峰互济的调度模型基础上,引入信息间隙决策理论处理风电不确定性,量化分析了风电出力波动对系统调峰及运行成本的影响,将风电波动引起的成本变化引入到调度模型中,将双层优化问题转化为单层优化问题,建立了考虑风电不确定性的区域间调峰互济改进模型,该模型可求得区域间调峰互济的鲁棒策略。最后,通过算例仿真验证了所提模型的有效性,结果表明通过改进模型解得的调峰互济策略与传统模型解得的策略相比,对于风电波动具有更好的鲁棒性,可有效减少弃风并降低总运行成本。     

考虑采暖建筑用户热负荷弹性与分时电价需求侧响应 协同的电热联合系统优化调度

电热联合系统中电、热负荷在峰谷分布上存在互补特性,考虑电、热负荷的互补特性实施电热联合系统优化运行可以有效增强系统调峰灵活性,缓解电热强耦合造成的弃风。为此,研究了考虑采暖建筑用户热负荷弹性与分时电价需求侧响应协同的电热联合系统优化调度问题。阐述了电、热负荷协同促进风电消纳的机理。根据电、热负荷特性分别建立采暖建筑用户热负荷弹性模型以及分时电价需求侧响应模型,并以此为基础建立电、热负荷协同响应模型。将负荷模型纳入调度模型,构建考虑负荷协同优化的电热联合系统日前调度模型。算例分析表明,采暖建筑用户热负荷弹性与分时电价需求侧响应的协同可有效提升系统运行经济性并促进系统风电消纳。     

最优潮流框架下基于影子价格的可中断负荷最优调度模型

在最优潮流框架下,以实施可中断负荷管理为目的,提出了基于影子价格的可中断负荷最优调度模型。该模型以系统总成本最小为目标函数,采用模拟可中断电价的方法,得出不同可中断电价下系统的最优负荷中断量以及系统总成本。结果显示,可中断电价小于影子价格时,系统总成本较高是因为发电成本较高,可中断电价大于影子价格时,系统成本较高是因为中断补偿成本过大,发电成本和中断补偿成本此消彼长。当可中断电价与影子价格相等时,发电成本和中断补偿成本恰好达到动态均衡,系统总成本也达到最小,此时的负荷中断量也是最优的负荷中断量。据此,可中断电价小于影子价格时应增加负荷中断量以降低系统总成本,可中断电价大于影子价格时应增加发电出力以降低系统总成本。IEEE30节点系统的仿真试验,证明了该模型的正确性和合理性。     

考虑可中断负荷与阀点效应的电力系统安全经济调度

由于风电并网给电力系统可靠运行带来新的挑战,针对风电波动性与随机性的特点,在考虑系统安全性和可靠性的基础上,研究含风电场的电力系统安全经济调度。基于条件风险约束安全经济调度模型,分别建立考虑可中断负荷和阀点效应的条件风险约束安全经济调度模型,以IEEE-14节点为计算实例,测试模型的有效性。算例结果表明,将可中断负荷补偿成本和发电机组阀点效应成本计入传统的经济调度模型中符合系统的实际运行,在新建立的模型中考虑可中断负荷和阀点效应因素使原模型更具实际意义和应用价值。     

大规模风电接入电网多目标随机优化调度

基于对风电机组出力随机特性的深入分析及其可能被高估和低估的概率计算,对风电接入将导致系统维持稳定运行的成本增加风险加以考虑,构建了含风电机组的电力系统环境经济调度静态随机优化模型,以尽可能实现系统总污染排放量最少化和运行成本最低化的综合优化目标。设计了基于非劣排序微分进化的多目标优化算法对模型进行求解,并应用模糊集理论和熵权法建立了综合最优解的提取方法。最后以一个含大规模风电场的电力系统为例进行环境经济调度仿真,验证了所提方法的有效性,并进一步从节能减排的角度分析了风电接入对电力系统优化调度产生的影响。     

A coordinated dispatching strategy for wind power rapid ramp events in power systems with high wind power penetration

High wind power penetration poses a challenge for the dispatch of the power system when rapid ramp events occur. This paper proposes an optimal dispatching strategy against wind power rapid ramp events during peak load periods by coordinating generation units with different time intervals. Special attention is given to the definition of the wind power rapid ramp events considering operation conditions of the system. Then, the online prediction of wind power rapid ramp events and its influence on the spinning reserve procurement of the system is analyzed. Based on the principle of coordination among generation units with different time intervals, the optimal dispatch during peak load periods when wind power rapid ramp events occur is formulated as an optimization problem considering thermal generation units, the energy storage system, interruptible load and load shedding. To improve computational efficiency, the power output calculation of the generation units with different time intervals is decomposed. The results show that the proposed dispatching strategy is feasible for accommodating wind power rapid ramp events during peak load periods.