考虑新能源消纳能力的电力系统灵活性评估方法

针对大规模新能源发电接入后电力系统出现的弃风弃光与灵活性不足问题,提出了考虑弃风弃光手段的灵活性评估方法。首先分析电力系统灵活性需求侧新能源出力的不确定性和负荷预测的误差影响,通过净负荷曲线刻画反映电力系统灵活性需求;考虑了常规火电机组强迫停运的不确定性和机组出力变化的爬坡不确定性,对电力系统灵活性供给侧的常规火电机组开展随机评估;采用基于生产模拟的概率评价方法,在获取电力系统灵活性指标的基础之上,考虑弃风弃光对电力系统灵活性的影响,提出了考虑新能源消纳能力的灵活性评估方法,并通过IEEE RTS-24节点系统和IEEE118节点系统算例验证该评估方法的有效性。     

大规模风电并网的电力系统运行灵活性评估

电力系统具有足够的灵活性对于接纳风电等可再生能源至关重要。为实现包含高比例可再生能源的未来清洁电力系统,亟需建立一套充分考虑风电波动性和随机性的电力系统运行灵活性定量评价指标体系。基于电力系统灵活性的定义和原理,提出了一套考虑大规模风电接入的电力系统灵活性定量评估指标体系,并基于蒙特卡洛模拟法和经济调度模型,提出了实用化的指标计算方法。该模型能够考虑风电及负荷的不确定性,并计入了风功率预测误差的时间相关性,从而反映了负荷不确定性和风功率预测不确定性对灵活性指标的不同影响原理。采用我国西北某电网实际风电场数据对所提算法进行了仿真分析,证明了风电不确定性和负荷不确定性对灵活性的影响存在本质区别,并定量研究了不同因素对灵活性指标的影响。     

考虑多时间尺度灵活性的含大规模风电电力系统机组组合研究

考虑机组多时间尺度启停约束,建立系统多时间尺度灵活性供给模型;考虑风电预测误差分布时变性,建立多时间尺度灵活性需求分析模型;基于混合整数线性规划方法,提出考虑多时间尺度灵活性的含大规模风电电力系统机组组合模型。模型能够充分反映含大规模风电电力系统多时间尺度灵活性供需平衡关系,在保证灵活性和安全性的前提下,提高运行经济性。通过混合整数线性规划建模能降低模型计算复杂性,为大规模系统的应用提供基础。     

计及风电不确定性的随机安全约束机组组合

随着风电接入电网的比例不断提高,风电的不确定性对电力系统的运行调度提出了严峻挑战。将满足一定置信水平的风电区间预测信息纳入到日前调度计划中有助于提高系统的安全性和经济性。为此提出了基于风电区间预测信息的随机安全约束机组组合模型(stochastic security-constrained unit commitment,SSCUC)。该模型将风电的不确定性用1个确定的预测风电场景和2个极限风电场景来表示,简化了问题的复杂度。同时,该模型引入了潮流约束和网络安全约束,保证了调度结果的可行性。为求解该模型,提出了基于广义Benders分解的计算方法。该方法将SSCUC问题分解为一个主问题和2T(T为调度周期)个约束潮流子问题,并通过交替迭代的方式获得原问题的最优解。4机9节点系统和改进118节点系统的计算结果验证了所提模型和算法的有效性。     

基于两阶段随机优化建模的新能源电网灵活性资源边际成本构成的机理分析

针对大规模可再生能源并网给电力系统安全稳定运行造成的影响,考虑纳入燃气轮机储能等灵活性资源共同调节风电的波动性,构建了机组出力和备用容量联合优化的两阶段发电调度随机规划模型,并计及常规火电机组的多运行状态约束。然后,以模型中两阶段功率平衡约束对应的拉格朗日乘子分别作为日前和实时电价,从模型角度探究了边际成本构成机理。从灵活性资源供应的紧缺程度和灵活性资源需求的旺盛程度两个方面剖析灵活性资源的供需匹配对于系统边际电价的深层影响机理。算例结果说明了灵活性资源在应对风电不确定性和抑制尖峰电价的有效性,同时说明了多时间尺度的爬坡约束耦合、日前备用与实时出力调整量的耦合对于系统边际电价的影响。     

高比例风电接入的电力系统灵活性评估与优化

针对含高比例风电接入的电力系统灵活性评估问题,建立了动、静态指标相结合的灵活性综合评估体系。其中,基于发电资源技术特性的灵活性静态指标用于评价系统中各类发电资源所固有的灵活性供给能力;基于电力系统运行特性的灵活性动态指标侧重针对风电和负荷的波动性和随机性,定量评估系统在不同运行状态下的灵活性不足程度。在此基础上, 提出了灵活容量缺额最小化的机组组合优化模型,在兼顾系统运行成本最优的基础上,构建了电力系统应对高比例风电接入的灵活容量缺额动态优化模型,可为系统灵活性的改造与规划提供参考。基于某省级实际系统数据的算例验证了所提指标与方法的有效性。     

计及火电机组灵活性改造的电源扩展弱鲁棒规划

风电出力的不确定性给电力系统规划与优化运行带来较大挑战。对火电机组进行灵活性改造能有效提升电力系统的灵活性、促进风电的消纳。文中利用盒式约束与1-范数约束对不确定风电出力进行建模,考虑火电机组的灵活性改造技术优势和经济耗费,从电力系统价值整体提升的角度出发,建立了以投资费用与系统运行成本之和最小为优化目标的电源弱鲁棒优化规划模型。所提模型改善了传统鲁棒规划模型的保守度,提升了规划方案的经济性。以改进的IEEE-RTS24节点系统与区域电网实际系统对所提模型进行仿真分析,算例结果验证了所提模型的鲁棒性与经济性。     

基于灵活性裕度的含风电电力系统源荷储协调滚动调度

新能源渗透率提高增加了电力系统调度运行难度,电力系统灵活性不足严重影响了新能源消纳和电网安全运行。从灵活性资源出力特性和灵活性供给能力角度入手,基于电力系统灵活性裕度指标,以最大抽蓄调峰效益、最大风电消纳电量、最小机组运行成本和最小可中断负荷调用成本为目标,计及电力系统运行约束,建立源荷储多种灵活性资源统一协调滚动调度模型。基于协调调度思想,优化日前每个调度时段各灵活性资源出力,然后利用日内超短期风电预测数据,滚动修正各灵活性资源出力状态。最后通过算例验证了模型及其调度方法的有效性和可行性。     

计及源荷储综合灵活性的电力系统日前优化调度

充分利用灵活性资源的调节作用能够有效平抑风电的随机波动,提高风电接纳能力。提出一种计及源荷储综合灵活性的电力系统日前优化调度方法。分析了电力系统灵活性需求及源荷储灵活性供给特性,综合考虑系统运行灵活性概率平衡特性;基于条件风险价值(CVaR)度量灵活性不足给电力系统带来的风险损失,将CVaR融入目标函数以优化分配有限的灵活性资源;构建了计及灵活性的随机优化调度模型。以IEEE 39节点系统和实际区域电网为算例验证了所提方法和模型的可行性、有效性。     

考虑风电场灵活性及出力不确定性的机组组合

大规模并网风电的出力不确定性及反调峰特性给电力系统运行,尤其是机组组合的安全可靠性、经济性带来了严峻的挑战。合理构建风电出力不确定性模型,并将新的优化方法,如随机优化、鲁棒优化等应用到机组组合中已成为当前的研究热点。首先对风电场潜在调节能力进行了探讨,提出了一种新的风电调度模式及相应的机组组合模型。风电场在新的调度模式下将转变为一个"灵活"的参与者,而机组组合模型同时计及了风电场出力的不确定性。然后,以修订后的IEEE 39节点系统为基本算例对所提方法进行了仿真分析,结果表明所提出的方法可有效地提高电力系统运行的整体性能。此外,所提方法还可用于评估系统对风电的接纳能力。     

含高比例风电系统随机备用调度研究

高比例风电并网对电力系统备用容量调节能力提出极大的挑战。为弥补风电场计划出力与实际出力之间的偏差，电力调度须额外预留上、下旋转备用容量。利用随机机会约束优化理论，计及违反安全约束风险，提出了一种考虑风电出力不确定性与自动发电控制(automatic generation control,AGC)机组出力特性的日前随机备用调度模型。首先，基于马尔可夫链蒙特卡洛(Markov chains Monte Carlo,MCMC)法生成风电出力场景，并利用违反机会约束的概率及置信参数自动确定所需生成场景数量。其次，全面考虑了AGC机组备用出力特性及运行约束，并将备用成本纳入目标函数，可同时得到常规机组最优出力计划与AGC机组备用容量的最优分配系数。最后，将所构造的随机备用调度模型等效为半定规划(semidefiniteprogramming,SDP)问题进行直接求解。通过IEEE 30节点系统进行算例分析，验证了所构造的随机备用调度模型的有效性。     

考虑次小时尺度运行灵活性的含储能机组组合

大规模可再生能源并网加重了电网的调频负担,对电力系统快速响应功率变化的能力,即次小时尺度的运行灵活性提出了更高要求。对此,文中提出一种考虑次小时尺度运行灵活性的含储能机组组合模型。在对系统净负荷区间变化规律进行分析的基础上,确立净负荷波动的关键场景并依此设置运行灵活性约束,明确了机组组合中小时尺度调度决策与次小时尺度运行灵活性需求间的牵制关系;同时,基于对储能在充电、放电、非充非放等各运行状态下提供运行灵活性的原理与制约因素的分析建立相关数学表达,并将其加入系统能量、功率平衡方程与运行灵活性约束,由此构建储能统筹利用与机组组合一体的数学模型。通过线性化处理,整个模型形成混合整数线性规划问题以实现求解。仿真分析表明,所提方法可优化利用储能,有效实现系统次小时尺度运行灵活性的提升。     

基于两阶段鲁棒优化的可再生能源DNE极限评估

为应对高比例可再生能源给电力系统运行与调度带来的挑战,提出考虑弃风和切负荷的灵活性量化评估方法。基于日前和实时调度框架建立具有多时段耦合约束特征的两阶段鲁棒优化模型。在日前调度阶段,根据风电和负荷预测数据求解计及安全约束的机组组合问题以确定机组调度方案。在实时调度阶段,考虑电力系统不确定性计算风电的最大消纳范围以评估系统灵活性,即“不超过”极限。对于极限内任意风电曲线,均可通过调整日前调度计划使实时调度阶段的弃风和切负荷风险是可接受的。基于Benders算法的求解框架,应用强对偶理论和大M法将难以直接求解的min-max-min模型转化为混合整数线性规划问题。最后,采用改进的IEEE-6和IEEE-118节点系统,验证所提方法的有效性。     

计及源荷不确定性及频率安全的电力系统区间优化调度方法

提出了一种计及源荷不确定性及频率安全的电力系统区间优化调度方法。首先,对系统动态频率特性进行分析,将非线性频率安全约束近似简化为线性约束。接着,在考虑源荷预测误差区间不确定性的基础上,建立了计及频率安全约束的电力系统优化调度问题数学模型。基于Benders分解方法将区间优化问题分解为基准场景下的主问题和不确定场景下校正调度的可行性校验子问题进行求解,为减少需要考虑的场景数量,根据系统违反功率平衡、备用、线路潮流等安全约束的程度筛选出少量高风险场景,并对其进行可行性校验。最后,将该方法应用于含风电的10机39节点系统,仿真结果表明,区间优化调度方法可确保系统在不确定场景下的安全性,与场景法相比,其计算效率显著提高,计算量大幅减少。     

基于实时电价的大规模风电消纳机组组合和经济调度模型

基于需求响应消纳风电的积极效用,综合考虑不确定性调度决策的特点,分别建立了基于实时电价的考虑不确定性的风电消纳确定性和随机机组组合模型,并建立了经济调度模型评估2类机组组合决策的效果,还分析了网络约束的影响。基于PJM-5节点系统的算例分析表明,需求侧资源可以灵活部署响应风电出力变化,降低风电不确定性影响,提高风电接入系统的经济性、鲁棒性和风电利用效率。对随机机组组合而言,需求侧资源可以与机组协同优化满足多场景需求;对确定机组组合而言,需求侧资源则可以有效缓解其不确定性信息涵盖较少且备用决策未考虑网架结构造成机组备用无法全部释放等的问题,但确定机组组合对需求侧资源的容量和灵活性要求高于随机机组组合。     

考虑风电随机模糊不确定性的电力系统多目标优化调度计划研究

提出了一种考虑风电随机模糊多重不确定性的电力系统多目标调度计划新模型和相应的算法。首先,依据风电并网后的电力系统不确定环境实际提出以随机模糊变量描述风电功率,以区间形式表述负荷预测的不确定性。其次,以燃煤机组的购电费用和污染气体排放量最小为目标函数,构建考虑风电和负荷预测值不确定性的电力系统随机模糊多目标交易计划模型。然后,提出利用负荷的不等式区间约束将遗传算法的初始寻优种群模糊化,提出采用概率密度分布描述解的随机模糊分布特征,从而可获得兼顾多重不确定特征多目标交易计划解集。最后,以含10台燃煤机组和一个大型等值风电场的某省级系统为例进行模型和算法的求解验证,结果表明了提出模型和算法的合理性和有效性。     

考虑可再生能源电源功率不确定性的电源灵活性评价

灵活性是衡量电力系统应对不确定性能力的重要指标。针对可再生能源发电所带来的功率不确定性,以灵活性特点分析为基础,提出衡量系统电源灵活性的数学模型及灵活性综合评价体系：电源灵活性模型考虑了可再生能源出力的最大突变量,并将约束条件细分为传统约束和灵活性资源约束2个方面;灵活性综合评价体系中,依据控制手段和研究对象不同,建立灵活性评价表,反映电力系统运行时的灵活性状态、变化及趋势,固有灵活性指标可比较不同运行状态和不同电力系统之间的灵活性。算例分析验证了该评价体系的有效性。     

考虑场景聚类的配电网运行灵活性评价

随着配电网新能源渗透率的不断提高,需要对配电网的运行灵活性进行全面的评估.但目前关于灵活性的讨论多集中在输电系统,且评价场景单一,也缺乏对可中断负荷等灵活性资源的讨论.因此基于灵活性场景的聚类,提出一种配电网灵活性评价方法.首先采用近邻传播算法聚类得到典型的配电网运行场景.然后考虑风电和负荷出力的不确定性,用非参数模型...     

基于优化Kriging代理模型的场景分析法求解机组组合问题

由于风电具有很强的波动性和不确定性,为机组组合(Unit Commitment, UC)问题带来许多问题和挑战。因此,提出了一种基于优化Kriging代理模型的场景分析法来处理风电的不确定性。首先通过“预测箱”方法生成大量场景,然后由序列优化的Kriging代理模型估计各场景所对应的经济成本。同时,根据风电不确定性及运行成本对系统的影响,采用重要性采样法削减场景。通过考虑功率平衡和风电爬坡约束的随机机组组合(Stochastic Unit Commitment, SUC)模型验证了该方法的有效性。算例分析结果表明,序列优化Kriging代理模型可以使用较少的场景预测场景运行成本。与Kantorovich 距离法相比,该方法的削减结果选择了较为重要的场景,其求解结果具有更好的经济性和可靠性。     

计及灵活性供需匹配的耦合系统优化配置模型

可再生能源与火电机组在同一并网点对外形成耦合系统的场景在东北地区普遍存在。在该场景下，考虑可再生能源和火电机组作为统一的运营整体进行优化配置是实现系统经济运行的关键。本文针对耦合系统中可再生能源接入的波动性和负荷的不确定性，提出一种考虑系统内灵活性供需匹配的优化配置模型。首先，为提升系统应对可再生能源输入及负荷需求不确定性的能力，根据耦合系统内的灵活性需求和灵活性供给匹配程度，建立灵活性供需匹配指标；其次，以耦合系统综合收益最优为目标，以灵活性供需匹配指标为约束，建立耦合系统优化配置模型；最后以东北地区某局域电网为例进行仿真分析，证明在耦合系统优化配置中考虑一定的灵活性供需匹配，在实现系统经济运行的基础上，可进一步提高系统配置的有效性和合理性。