考虑系统恢复能力的快速切负荷机组最优布点策略

具有快速切负荷(fast cut back, FCB)功能的火电机组在电力系统发生大停电事故后能够维持厂用电运行并迅速为停电区域供电，是一种性能优异的黑启动电源。FCB机组的布点策略会影响电力系统的恢复能力。在此背景下，建立了考虑系统恢复能力的FCB机组最优布点模型。首先，分析了FCB机组和非黑启动机组在电力系统恢复过程中的功率特性及其差异。然后，以最大化系统恢复能力为目标函数，考虑机组出力特性、FCB机组改造台数、恢复过程中电力潮流等约束条件，构建了FCB机组最优布点优化模型。采用线性化处理方法，将所提出的模型转化为混合整数线性规划模型，并采用高效商业求解器求解。最后，采用IEEE 39节点系统算例和IEEE 118节点系统算例验证了所提模型的有效性。算例结果表明，所提FCB机组布点方案能够有效提升系统的恢复能力。     

基于改进状态转移算法的电力系统两阶段动态无功优化

针对混合整数非线性规划的电力系统动态无功优化问题,提出两阶段动态无功优化模型以降低计算规模.第1阶段为非线性规划,以系统网损和节点电压偏移综合最小为目标.第2阶段为混合整数规划,在满足设备全天调节次数等约束的基础上,以电力系统网损增量最小为目标.鉴于常规罚函数法处理约束条件会出现罚因子选取不当而影响最终结果的情况,提出混合滤子技术的改进状态转移算法.该算法采用双种群并行搜索方式,将个体适应度和约束违反度构成滤子对作为评价指标以替代罚函数.最后,以IEEE 14节点系统和某地级电网实际系统为例,将所提算法、传统状态转移算法和多种群蚁群算法分别求解模型,通过对比分析仿真结果验证了所提模型与算法的正确性.     

考虑机组最优排序的电力系统动态经济调度

为进一步降低电力系统动态经济调度 (DED)成本,在传统 DED 模型的基础上,根据机组运行最小平均煤耗成本,建立了考虑机组最优排序的电力系统动态经济调度模型 (UOSＧDED).该模型首先对机组运行的最小平均煤耗成本进行比较,在得到机组最优排序的基础上,以机组发电成本最低作为模型的目标函数,并通过混合整数线性规划 (MILP)对该模型进行求解,进而获得机组各时段的最优调度出力.最后以１０台火电机组测试系统仿真算例进行模型验证,结果表明 UOSＧDED模型在降低电力系统动态经济调度成本方面具有一定的有效性.     

负荷平衡控制

大压下量轧制时,多采用多台电机串联驱动单个工作辊的传动方式,这需要解决两个工作辊的负荷平衡问题,分析了在双轴传动中影响轧辊负荷平衡的因素,阐述了负荷平衡控制原理,编写了功能模块图,通过分析速度曲线、电流曲线验证了应用的实际效果.此方法有效地控制了上下工作辊的输出转矩,保证了轧制力在上下工作辊上平均分配,使上下辊电机均匀出力.保护了传动机械设备,也提高了产品质量.     

考虑低碳和柔性负荷的有源配网扩展规划模型

在配电网低碳化的背景下,提出了考虑低碳和柔性负荷的有源配电网扩展规划模型,其目标是在满足网络运行约束和 CO2排放上限的前提下,给出总成本最小的投资策略。决策变量包括更换过载线路、投建新能源和储能装置,以及投建稳压器和电容器组等电压控制设备。模型提出了多项式形式的电压相关型的柔性负荷特性,针对柔性负荷模型以及网络重构约束中的非线性约束,建立分段McCormick 包络法和虚拟需荷和能源价格的不确定性,采用基于场景聚类的两阶段随机优化方法进行求解。通过69节点系统对该模型进行测试,结果表明,所提模型不仅总规划成本较低,而且有助于减少碳排放。     

考虑负荷优化控制的区域配电网储能配置

针对分布式电源接入区域配电网对负荷特性的负面影响,综合考虑储能充放电功率约束、运行约束以及配电网潮流平衡约束,建立了储能系统优化配置模型。以"削峰填谷"和"平滑负荷"分别作为负荷控制目标。针对"削峰填谷"提出控制负荷峰谷差、控制负荷方差以及控制负荷率3种优化策略,针对"平滑负荷"提出控制负荷变化量、控制负荷变化平方量以及控制负荷变化率3种优化策略,并结合储能系统的成本优化,利用两阶段粒子群算法进行模型求解。最后得出,控制负荷方差对于"削峰填谷"最有效,控制负荷变化平方量对于"平滑负荷"最有效。此外,得出不同储能充放电功率约束下负荷特性的优化趋势和储能容量最优配置变化趋势,为储能系统配置提供了有效参考。     

用于小水电地区负荷预测的两阶段还原法

影响电力负荷预测的因素较多,其中小水电出力的强不确定性对多小水电地区负荷预测准确率的影响尤其明显。文章首先分析了小水电发电负荷的特性及主要相关因素,根据小水电的规律性,提出了小水电负荷预测的有效方法。考虑到不同负荷成分的差异性,提出了多小水电地区负荷预测的两阶段还原法,将网供负荷分解为全社会负荷与小水电负荷,根据各自特点选择不同的适合的方法预测,再还原为网供负荷预测结果。实例验证了文中方法的正确性和有效性。文中的工作对于多小水电地区网供负荷或小水电负荷预测具有重要现实意义与实用价值。     

考虑冷负荷冲击影响的电动汽车辅助孤岛复电方法

提出了一种考虑冷负荷冲击影响的电动汽车辅助孤岛复电方法。该方法中,首先提出对任意给定的冷负荷变化模型和电动汽车放电衰减模型进行离散化,进而在混合整数线性规划的框架下,以缺失电量最小化为目标,建立了考虑离散冷负荷模型和电动汽车放电模型的最优孤岛复电规划方法。所提方法在IEEE RBTS-BUS6系统上进行了测试,分析了冷负荷冲击对孤岛供电的影响,以及电动汽车放电对增强孤岛供电恢复的辅助作用。同时,研究了电动汽车场总放电功率利用率和失电负荷能量恢复率之间的量化关系。     

考虑风电不确定性的VSC-MTDC互联系统 两阶段交直流最优潮流

考虑不确定性风电通过多端柔性直流(VSC-MTDC)并网对交流系统运行的影响,提出了计及风电不确定性的VSC-MTDC互联系统的两阶段交直流最优潮流模型。围绕多端柔直参与实时调度的优化展开,基于"多级协调、逐级细化"的调度思路,在日内滚动阶段根据风电短期预测数据优化发电机的运行成本。在实时调度阶段根据风电超短期预测数据不断调整优化VSC换流站的控制指令和缓冲机组出力,及时修正风电短期预测误差对交流系统网损与电压水平带来的影响。将所提出模型应用于IEEE30和IEEE118节点算例中,验证了所提模型的有效性和可行性。     

基于两阶段布谷鸟算法的微电网无功最优补偿

针对微电网无功补偿的经济性,提出考虑静止同步补偿器安装和运行成本的无功最优补偿模型,考虑分布式发电出力的不确定性,将线路损耗的计算按季节和日小时,分为多个时间段进行计算叠加,同时引入偏差惩罚函数对分布式电源无功出力和整体电压水平进行限制.利用线路损耗灵敏度优化初始种群的两阶段布谷鸟算法确定最佳补偿位置和容量.采用IEEE14节点系统,将多个分布式电源接入微电网系统,应用Matlab平台进行仿真验证,通过绘制曲线分析所提最优补偿策略的经济性,并与多种算法进行计算结果的比较,验证补偿效果的优良性.     

考虑区域负荷无功裕度的无功电压优化分区方法

考虑到无功电压分区控制对区域无功平衡能力的要求,提出了区域负荷无功裕度的概念,并建立了同时考虑节点间电气耦合程度、区域静态无功平衡能力与无功储备分区要求的无功电压优化分区模型。模型包括使各分区区域电气半径平方和最小与使所有分区中区域负荷无功裕度值最小的分区无功裕度值最大两个目标函数,约束方面要求各分区内静态无功平衡。针对所建模型的特点采用了多目标自适应进化规划算法求解,并基于IEEE 39节点算例系统,仿真对比分析了所提方法的特点,仿真结果验证了方法的有效性。     

考虑负荷模糊性的最优协调电压控制

现有电压控制中没有考虑预测负荷和实际负荷之间的偏差,电压控制效果难以保证。为此引入负荷模糊数度量负荷偏离不确定性,提出考虑负荷模糊性的长期电压稳定最优协调控制方法。在含有连续离散时间微分代数方程约束和以负荷节点电压偏差与控制成本最小为控制目标的准稳态控制模型的基础上,建立协调电压控制模糊非线性规划模型;然后,根据最大隶属度原则,将模糊非线性规划问题转化为普通非线性规划问题,并基于内点法求解。通过新英格兰10机39节点系统算例仿真验证该模糊优化电压控制方法的有效性和鲁棒性。     

考虑日内温度变化的夏季温敏负荷模型及其时变参数的两阶段辨识方法

现有关于电力负荷温敏特性的研究大多仅关注长时间尺度上最高温度与最大负荷之间的关系,而未分析日内不同温度下的温敏特性。建立能反映日内温度变化的温敏负荷模型,并引入2个假设以解决模型可辨识性的问题;提出适用于参数辨识的数据筛选方法和温敏负荷模型时变参数的两阶段辨识方法。算例结果表明,所提方法可以准确且鲁棒地辨识温敏负荷模型的时变参数,并得到日内温敏负荷曲线及温敏负荷占比。     

非线性最优励磁控制对冲击负荷影响的改善

由于重型工业企业及大型用电设备的不断增多,对电网形成了越来越强烈的冲击负荷,严重 影响电力系统的稳定性。提出用大型发电机的非线性最优励磁控制这种新型的控制手段,抑 制冲击负荷的影响。对四川电网的仿真计算结果表明,非线性最优励磁控制能迅速抑制冲击 负荷引起的系统振荡,提高输电线路传送的有功功率,良好地改善冲击负荷对电力系统稳定 性的影响。     

考虑调频补偿效果的区域综合能源系统调频服务优化策略

辅助服务对维持含有高比例可再生能源电力系统的安全稳定运行至关重要。含有储能设备的区域综合能源系统作为优质调频资源,可以有效调节可再生能源接入电力系统后导致的不可忽略的频率偏移,帮助解决电力系统频率稳定性问题。文中建立了在市场机制下考虑调频补偿效果的区域综合能源系统运行优化模型,并采用YALMIP+CPLEX在MATLAB中进行了仿真分析,求得了不同调度模式下的总运行成本。通过采用实际运行中的宾夕法尼亚—新泽西—马里兰(PJM)调频市场模型和参数来指导区域综合能源系统中调频资源的优化配置,在电能与调频服务市场收益之间进行权衡,实现了利润的最大化。     

基于自适应模型预测控制的区域能源互联网两阶段协同调度

为解决系统内风光可再生能源及冷热电负荷的不确定性造成的运行困难,实现机组出力的精确化和平滑控制,提出一种基于自适应模型预测控制的两阶段区域能源互联网协同优化策略,将优化调度分为日前和日内两个阶段。在日前调度阶段,以总运行成本最小为目标建立系统经济调度机组组合模型;在日内优化阶段,采用自适应的模型预测控制方法,基于各机组的实际运行状态,以前一阶段优化调度出力为参考,对未来有限时域内系统各机组运行状态进行实时滚动修正,消除不确定性的影响,确保系统的稳定运行。算例分析验证了所提出模型及方法的有效性和可行性。     

考虑柔性负荷无功调节能力的配网日前两阶段无功随机优化调度

针对高比例分布式光伏接入配网所引起的电压控制问题,利用柔性负荷的无功调节能力,并考虑光伏和负荷的不确定性,提出了配网日前两阶段无功随机优化调度方法。首先,在第1阶段根据光伏和负荷的预测值,优化反映电容器组动作和柔性负荷无功调度的离散决策变量。其次,在第2阶段考虑光伏和负荷的不确定性,优化光伏的无功出力和柔性负荷的无功调度量。在优化模型中,设置了电压偏差最小化和柔性负荷的无功调度次数最小化两种目标函数,采用ε约束法对多目标优化问题进行求解,并利用熵权优劣解距离(technique for order preference by similarity to ideal solution, TOPSIS)法选择最优折衷解。在修改的IEEE33节点系统进行仿真,结果表明所提方法能有效缓解由高比例分布式光伏并网所引起的电压越限问题。     

考虑直接负荷控制与风电不确定性的输电网扩展规划

需求响应项目的推广以及风电并网后电源侧出力的不确定性,给电力系统的输电网规划带来了新的机遇和挑战。为利用需求响应减少建线投资,建立了考虑直接负荷控制参与N?1预想故障潮流调整的输电网规划模型。采用基于历史数据凸包顶点的极限场景法处理风电不确定性,保证所建立的输电网规划模型为易于求解的混合整数规划问题。结合实际工程参数,基于改进的IEEE24节点系统进行仿真。仿真结果体现了直接负荷控制在缓解潮流越限、减少建线成本方面的作用,说明需求响应措施在保证系统运行安全性的前提下能够提高规划经济性,通过调整凸包范围能够有效调节所提模型的经济性与鲁棒性。     

两区域负荷频率的智能自适应PID控制

利用神经网络动态辨识电力系统的动态模型,并将模型逻辑技术与神经网络相结合,通过动态寻优确定最优性能指标下的ＰＩＤ控制器参数,具体设计了一种两区域负荷频率的神经模糊自适应ＰＩＤ控制器。使两区域负荷频率控制既有非线性控制作用和自学习自适应能力,又有ＰＩＤ控制的广泛适用性。     

计及源荷不确定性的综合能源生产单元运行调度与容量配置两阶段随机优化

为应对源端可再生能源及荷端负荷需求的随机性波动对综合能源生产单元(integratedenergyproductionunit,IEPU)运行调度及容量配置问题带来的挑战,该文提出一种两阶段随机优化方法。首先,在底层运行优化问题中,通过建立各设备模型及约束条件,提出基于混合整数线性规划(mixed integer linear programming,MILP)的最小成本求解方法;其次,利用蒙特卡洛模拟生成多种随机场景,确定系统在给定容量配置条件下的成本期望;最后,在顶层容量配置优化问题中,以系统容量为决策变量,采用遗传算法调用蒙特卡洛模拟及MILP运行优化算法,实现使IEPU系统全生命周期成本最小的最优容量配置。优化结果表明：底层运行优化中储气的接入使弃光量和碳排放量分别减少5.49%和0.35%,顶层计及源荷不确定性的电力设备容量提升20%左右,更加接近实际场景,验证了所提出方法的有效性。结合参数灵敏度分析,可为IEPU系统的规模化设计提供参考。