考虑系统调峰特性的风光消纳优化

由于风电和光伏发电受自然因素的影响较大,其出力具有随机性和波动性,将对系统的调峰能力造成严重影响。该文首先针对风电自身的出力特性,从系统调峰能力的角度对区域电网可以接纳的风电容量进行评估;然后根据风电和光伏发电在时间尺度上存在的互补性,建立以系统失负荷率最低和弃风、光率最小为目标的优化模型,利用改进惯性权重的粒子群算法对模型进行求解,得到最优的风电和光伏发电出力。最后,利用实际区域电网风电、光伏发电以及负荷的历史数据对该文所提方法的有效性进行验证,结果表明采用风光互补优化策略对风电和光伏发电的输出功率进行优化后,系统出力波动有所降低且消纳能力有明显提升。     

可再生能源汇集地区风电与光伏发电的综合容量可信度评估

对于大规模新能源接入的地区,在风电场之间、光伏电站之间存在发电量的相关性,同时风力发电与光伏发电之间也存在一定的相关性。提出一种适于可再生能源汇集地区大规模风电与光伏发电的综合容量可信度评估方法,基于Copula和Pair-Copula,首先建立风电场之间、光伏电站之间的出力相关性模型,进一步建立风电与光伏发电之间的出力相关性模型,采用非序贯蒙特卡洛法实现一定区域内风电、光伏发电的综合容量可信度评估。利用RTS-79算例对区域电网风电和光伏发电的综合容量可信度进行计算分析,验证方法的有效性。     

鄂尔多斯新能源产业示范区的风光互补最优容量匹配

对鄂尔多斯新能源产业示范区多年风、光资源进行了汇总整理。介绍了风力发电和光伏发电出力的估算方法。根据估算结果,确定鄂尔多斯新能源产业示范区最佳的风电、光伏发电容量配置比例为5∶1,即50 MW的风电匹配10 MW光伏发电,出力相对稳定日变化比较小,电网更易接纳风电场的并网运行。     

考虑源-储特性的分布式电源并网阶段优化与评估方法

风光发电的随机性和波动性增大了分布式电源协调供电的难度。针对该问题引入储能电池平抑风光波动,采用阶段式优化与评估方法对含风电、光伏等分布式电源的配电网配置进行研究。第1阶段考虑负荷有功网损灵敏度的影响,确定风光电源的接入位置和容量;第2阶段首先以网损最小为目标确定储能电池的安装位置,然后综合考虑投资成本、电压稳定及弃风弃光率建立多目标函数,采用模拟退火-粒子群混合算法优化储能容量;第3阶段考虑风光出力的不确定性,采用概率潮流对储能平抑前后的电压和网损进行评估。最后,结合东北地区某实际配电系统进行仿真分析,验证该文方法的正确性和有效性。     

新能源发电出力特性指标及其数据化应用

大规模新能源接入电网,其出力的波动性及随机性将对电网规划设计、电网安全经济运行带来较大影响。为解决电网规划相关计算中需结合新能源出力特性量化其出力的问题,分析了某地区电网已投产风电场及光伏电站出力运行出力历史数据,建立了风电及光伏发电出力自然特性指标体系,构建风电及光伏发电月平均出力、日最大出力概率分布、日平均出力、分时段利用小时数、全时段及分时段的出力-概率分布、全时段及分时段的出力-累积电量分布、小时出力-保证率等指标。分析该地区电网风电及光伏发电出力年特性、季特性、日特性等,通过算例分析验证了所提出指标体系的实用性。研究成果可以很好地应用于含新能源接入系统的电网规划及电网运行方式分析。     

风光并网对河南电网系统稳态影响

大规模风光发电并网是未来电网发展的必然趋势,然而,风光发电功率的强间歇性与随机性势必会对电网的稳定运行和优化控制带来影响。以河南电网冬季大运行方式下的规模风电、光伏电源联合接入电网为研究背景,利用连续潮流法,计算在新能源发电接入系统后的区域电网潮流分布;考虑区域电网未来发展趋势,逐步增加新能源的渗透率,对系统内多类型节点电压越界情况分析,判断区域内电压薄弱节点,并计算系统风电与光伏发电的最大消纳量;应用P-V曲线潮流分析方法测算出电压稳定极限及对应的有功功率,得到不同渗透率下系统所对应的静态电压稳定性;同时结合日负荷曲线,分析在目前状态下及所计算的最大渗透率下,系统任一时刻各中枢点电压水平。结果表明：在目前及新能源最大渗透率下,系统各节点电压值均处于正常范围。     

含风—光—水—储互补电力系统的优化调度研究

随着风电和光伏发电大规模接入到电网中,其出力的随机性、间歇性和波动性对电网的安全运行带来巨大挑战。目前电网调度运行时为了确保系统的安全性,会出现大量的弃风弃光现象。但风力发电,光伏发电和水电具有自然互补的特点,利用它们的互补特性可提高电网消纳新能源的能力。提出了含风电、光伏、水电和抽水蓄能的互补发电系统,并分别以系统运行成本最低和互补系统出力波动最小为目标函数建立了两种优化调度模型。最后,算例分析验证了两种模型的合理性和可行性,并说明了互补运行可提高新能源的利用率,同时减少了风电与光伏的波动性对电网的影响。     

计及光伏出力随机性的电网运行风险评估

针对光伏发电输出功率具有随机性、可能带来电网运行风险的问题,利用蒙特卡洛模拟法对太阳光辐照度分布区间进行模拟,建立了光伏随机输出模型,对整个系统的设备及光伏电源出力进行随机抽样;结合风险理论,对并网光伏系统随机出力情况下电网的运行风险指标进行了计算。以IEEE-RTS79系统为例,分析了不同光伏并网点和不同并网容量对电网运行风险的影响。结果表明,在负荷较重区域增设光伏并网,可以有效地降低电网运行风险。因此,选择适当的光伏并网点和容量可以降低电网运行风险。     

适应大规模新能源消纳的网源协调系统控制优化研究

光伏发电、风电等新能源出力的波动性和随机性会造成发电系统输出功率随机波动,加重电网频率的调节负担,同时大规模新能源接入电力系统,会替代部分常规机组,进一步削弱电网的调频能力。首先阐述了大规模新能源并网后对电力系统频率响应的影响及电力系统对调频的需求,然后从光伏发电、风电等新能源,需求侧资源,储能系统等参与调频以提高电网调频能力方面进行了综述分析。结论表明,光伏发电、风电等新能源参与调频,需求侧资源与适当容量储能合理参与调频市场是提高电网调频能力的有效方法,随着调度技术的日益成熟、储能成本的降低,针对电网调频进行研究将具有更高的实际应用价值。     

基于谐波约束的配电网光伏最大准入容量计算

首先,分析了光伏逆变器产生的谐波特点,并根据不同光伏装机容量产生的谐波注入电流计算了谐波潮流,建立了谐波评估模型。其次,建立了以节点电压和线路传输功率等限制因素影响下的最大准入容量计算模型,并结合谐波评估结果给出最佳配置模式。最后,通过算例计算,得出了配电网中分布式光伏接入位置对接入容量影响的规律,并通过计算得出了综合考虑光伏接入容量和谐波畸变率大小的最佳光伏接入位置。     

基于指标关联的分布式电源并网规划策略

为解决新能源并网时的电源规划与风光消纳问题,考虑风光能源功率波动特性并计及储能单元提出一种计及风光协调出力的电网规划策略。综合考虑电压波动、新能源消纳及新能源发电效益建立多指标规划模型,采用引入指标关联策略的粒子群优化方法对模型进行求解,确定分布式电源及储能的位置和容量。进一步分析优化方案在电能质量方面的规划效果,统计对比电压累计概率密度对规划方案进行评价。以某电网45节点配电系统为例,采用所提分布式电源并网规划策略进行仿真,决策风光储并网方案,并验证所提策略的合理性和可行性。     

风光联合发电系统的储能容量优化配置方法

随着可再生能源大规模接入电网,风力发电和光伏发电的不稳定性威胁着电网的安全稳定运行。储能系统作为一种可调度的能源,可实现可再生能源输出功率的平滑输出。通过分析风光联合发电系统输出功率特性,提出采用平抑指标和平滑效果评价指标对比分析滑动平均法和最小二乘法滤波效果,用于确定蓄电池储能配置的参考输出功率。在获得平滑后的功率曲线后,根据提出的曲线局部平滑指标和总体平滑指标,综合考虑蓄电池投资成本和平滑效果优化配置储能容量。最后,采用某地区实际的风光资源历史数据,验证了所提方法的可行性。     

风光互补对电网输电服务价格的影响

风电和光电各自出力的不稳定性提高了输电服务成本,制约了它们的发展.利用风能和太阳能的互补性可提高发电的可靠性.研究了风光互补后对电网输电服务价格的影响,提出了考虑可再生能源并网的输电服务价格函数表达式,建立了以该函数值最小为目标,以系统发电不足概率(LOLP)和能量缺失率(LPSP)为约束条件的输电服务价格优化模型.采用粒子群算法对目标函数进行求解,对风光互补前后的输电服务价格进行对比,并求出使输电服务价格最低的风光容量配比.通过对实例系统进行计算,验证了该方法的有效性,指出风光互补能有效地降低输电服务价格.     

计及分布式发电的城市电网潮流变化规律研究

随着风力发电、太阳能光伏发电等分布式电源的并网运行,城市电网的潮流分布更加复杂。通过曲线拟合和特征值比较分析了负荷特性、风力发电和太阳能光伏发电系统出力特性及其对潮流分布的影响。仿真结果表明：城市电网的潮流分布受负荷变化的影响,同时具有规律性和随机性特征,太阳能光伏发电系统接人后会增强潮流变化的规律性,风力发电系统的接入则加大了潮流的随机变化。因此,在对城市电网进行潮流控制时,应同时考虑其变化的规律性和随机性特征。     

我国风电大规模外送协同运行方式研究

由于风力发电具有随机性、间歇性和不可控性等特点,大规模接入后对电网运行将会产生较大影响,目前风电与电网的适应性和配套问题已成为限制风电发展和使用的瓶颈。基于风电出力特性,结合大规模风电外送时存在的问题,研究分析了风电外送协同运行方式,提出了风电大规模外送协同运行方式结构框架,并结合实例进行了应用分析。结果表明,在送端配置相应配套电源及调整风电并网容量等措施后,可有效解决风电外送电力瞬变、随机间隔等问题,并能促使风电外送电力过程相对平稳,降低风电弃风率、增加输送有效容量、提高输变电利用小时数。     

基于随机潮流的分布式电源多目标优化配置

风光等间歇性分布式电源(DG)出力具有随机性和波动性,在规划过程中采用确定性变量和约束处理间歇性DG出力与实际发电情况不符,难以得到真实的规划结果,同时也会造成不必要的资源浪费。对此,采用机会约束规划方法,建立综合投资效益、网损和电压偏差的DG多目标优化配置模型,采用基于半不变量法的随机潮流结果对相关机会约束进行概率校验,并将累积排序操作、精英保留操作和拥挤距离操作引入随机黑洞粒子群算法,提出一种改进多目标粒子群算法对模型求解。PGE-33节点配电系统仿真结果表明,DG合理接入与优化配置能有效提高电网运行经济性和供电可靠性,且从概率角度分析源荷侧不确定因素对电压水平的影响,评估规划方案与实际电网运行契合度,辅助规划人员进行科学决策。     

基于滑模变功率跟踪的PV-VSG控制技术

针对含储能装置的传统光伏虚拟同步发电机（PV-VSG）不仅投资成本高且未考虑光伏阵列输出特性的问题,提出一种基于滑模变功率点跟踪（SM-VPT）的PV-VSG控制策略。该方法在滑模控制的基础上引入直流母线电压偏差控制,调整光伏阵列的功率跟踪轨迹,实现光伏出力自适应匹配负载需求,即当光伏容量充足时,只提供与负载相匹配的功率;光伏功率不足时,可实现传统的MPPT控制以减少电力短缺,同时防止直流电压骤降,保证系统稳定运行。该方法使PV-VSG能够按需向负载供电,无需增加额外的储能设备,可实现光伏发电系统直接以VSG形式接入并网,仿真结果验证了所提控制方法的有效性。     

海上石油平台风燃互补发电孤立小电网稳定性研究及应用

"渤海海上风力发电示范工程"于2007年初批准正式立项,建设国内第一台海上风力发电机组,容量为1.5MW。由于风能具有间歇性和随机性的特点,为了实现绥中36-1CEP平台孤立电网与风电机组互补发电,并且保证该电网的平稳运行,进行了海上平台孤立小电网的稳定性研究。海上石油平台电网允许的正常频率波动范围为±0.25Hz,频率偏差报警为±0.5Hz,电网频率将随着透平发电机组输出有功功率的变化而波动。当风力发电机组在额定输出有功功率跳闸退出电网时,对电网频率的影响最大;当风力发电机组在额定风速启动并网时,对电网频率的影响较大。在特定的风燃互补孤立小电网中,采用电网负荷频率调节方程,可以计算风力发电机组容量与电网总负荷之比和频率波动的关系。海上平台风燃互补发电孤立小电网稳定运行的条件为风力发电机组的容量与平台电网总容量的比值小于10%。在满足风力发电机组引起平台电网最大频率波动范围为±0.25Hz的条件下,额定有功功率为1.5MW的风力发电机组,可并入最低总有功功率为15MW的电网。将稳定性研究结论应用于渤海风力发电示范项目,保证了示范工程的顺利进行,实现了国内第一台海上风力发电机组与生产平台并网发电的稳定运行。