“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。     

基于热电转换的风、光、火电机组协调性发电调度

针对冬季供热期宁夏电网火电机组调整容量受限问题,通过调整全网电负荷与热负荷的分配比例,增加火电机组可调备用容量的方法,提出一种基于热、电转换的风电、光伏及火电机组的协调性调度方法。分析结果表明:将热负荷转化为电负荷后,可提升风电及光伏能源的消纳率,降低新能源出力波动对电网调峰的影响。     

热-电联合机组多时间尺度调峰优化调度模型

针对我国"三北地区"风热冲突问题,建立了考虑热-电联合机组多时间尺度调峰能力的优化调度模型。模型在已有理论基础上严格定义了纯凝机组在不同工况下可达到的上下旋转备用容量限值,充分发挥了纯凝机组的可调节灵活性;同时,在供热机组侧加装储热装置,扩大供热机组电热负荷调节范围,充分发挥了供热机组的可调度灵活性。所建模型能够利用纯凝机组与供热机组在时间尺度上的不同特性在一定程度上提高电网对风电消纳水平,通过求解实际算例验证了模型的有效性。     

海水淡化与电制热负荷联合消纳风电的多时间尺度调度策略

协调控制负荷侧灵活性资源消纳风电是构建新型电力系统的关键技术之一。考虑到风电预测精度随预测时间尺度缩短而提高,提出利用海水淡化、电制热等灵活性负荷消纳富余风电的多时间尺度优化调度策略。首先,分析多元协调消纳风电的电力电量平衡关系,建立海水淡化和电制热负荷的可调控支撑能力运行特性模型。其次,考虑负荷调度优势及运行边界,分析其在不同时间尺度下风电消纳调度需求的适应性,建立多时间尺度优化调度机制。在此基础上,建立日前、日内和实时优化调度模型,提出含电-水-热-储的多介质、多能源转换协调消纳风电的多时间尺度优化调度方法。最后,以中国北方某沿海城市冬季供暖期为例进行数值分析。结果表明,该方法在风电正调峰出力和反调峰出力时均表现出很强的跟随风电波动能力,能够有效提升风电利用率和运行经济性。     

考虑源侧灵活性改造及可调节电热负荷的电热联合调度模型EI北大核心CSCD

在对电热联合系统源侧灵活性改造的基础上,协调运用电热柔性负荷以进一步增强系统风电消纳能力。建立了纯凝火电机组深度调峰运行成本、补贴及分摊模型,以蓄热罐蓄放热特性为基础建立了配置蓄热罐后的等效热电机组调节范围扩展模型,并以弃风开启的调峰电锅炉为可调节电负荷、其输出为可调节热负荷,构建了以总运行成本最小为目标、综合考虑热电机组调节范围扩展、火电机组深度调峰改造及负荷侧可控电锅炉3种弃风消纳方案的电热联合系统优化调度模型。算例分析表明,所提模型能够对3种方案的任意组合场景进行仿真,且能在利用源侧灵活性的同时挖掘负荷侧调节潜力,依次调度成本低、消纳效果好的可调度资源,实现弃风的低成本梯级消纳。     

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。     

考虑风电消纳的风电-电储能-蓄热式电锅炉联合系统能量优化

为解耦传统的"以热定电"约束,提高风电消纳能力,针对一种风电-电储能-蓄热式电锅炉的联合系统,充分地考虑了电储能装置对功率和能量的时间迁移能力以及电、热系统互补的物理特性。分别研究火电机组、热电联产机组、电储能系统和蓄热式电锅炉的数学模型,引入弃风成本参数,建立以实现最低运行成本为目标的综合调度方法。结合能量平衡约束、常规机组运行约束、电储能约束以及蓄热式电锅炉运行约束,通过粒子群算法实现能量调度最优解的求取。搭建了基于Matlab/Simulink的仿真实验模型,对系统在传统的热电联产、热电机组融合蓄热式电锅炉和风电-电储能-蓄热式电锅炉联合运行3种不同调度方式下对风电消纳效果进行对比,验证了能量优化方法的有效性。     

分时电价引导电解铝负荷参与百色区域电网调峰研究

随着并网风电装机容量越来越大,现有的调度模式难以应对风电出力的随机性,为提高区域电网调峰和消纳风电的能力,提出利用分时电价引导电解铝负荷参与火力发电机组调峰的联合优化调度模型,模型以系统总的发电成本最小为目标,以区域电网运行数据为算例进行仿真验证,结果表明所提模型能够提高系统运行经济性和风电消纳能力。     

含电蓄热解决高渗透率风电消纳问题的微网热电能量综合优化

微网中安装电蓄热装置,并灵活调度其“投”、“切”,可吸纳盈余风电并参与系统调峰,有效改善风电反调峰的弊端,也为负荷调度提供新思路。以微网最小总成本、可再生能源最大消纳率以及最大蓄热率为优化目标,通过隶属度函数实现多目标向单目标的转换,应用遗传算法优化各单元运行状态,形成最佳运行方式。 以一具体微网为例进行仿真,结果表明:安装电蓄热装置可实现热电联产“以热定电”运行约束的解耦,提高了微网对风电的消纳;通过隶属度函数对多目标模糊化处理,较好地协调了各个目标之间的平衡。     

考虑风电态势的源荷优化调度策略研究

规模化风电并网给电力系统的经济稳定运行带来了巨大挑战,在分析风电、负荷之间态势关系基础上提出了一种双层调度策略：日前优化调度策略以电网经济运行成本最优为目标,在风电负荷耦合时段通过调节可连续、可离散高载能负荷达到电网经济运行最优;日内优化调度策略以风电最大消纳为目标,通过调节高载能负荷来修正风电误差带来的功率波动。最后,以西北某地为例通过自适应粒子群求解验证了该策略的有效性。     

宁夏北部电网供电瓶颈问题研究

针对宁夏北部电网未来几年存在的供电瓶颈问题,按照提高地区供电能力、优化区域网架结构的思路,通过电力系统模拟计算,提出将750 kV电压等级引入北部地区、将宁东地区电源以220 kV电压等级接入北部电网负荷中心和补强月牙湖变电站主变压器及相关送电通道3种解决方案,并对方案进行比较。结果表明:方案1将750 kV电压等级引入北部地区能够为北部电网提供可靠的电源支撑,可从根本上解决北部电网近远期电力供需矛盾问题。     

基于电力平衡的区域电网风电接纳能力研究

针对电力平衡的区域电网风电接纳能力问题,笔者根据电网调峰能力、风电同时率、系统备用容量和联络线调节率等影响因素,建立了风电接纳能力评估体系,提出了基于电力平衡的低谷时刻机组调峰裕度计算方法,即电网风电接纳能力的评估.以辽宁电网为例,依据电网电源负荷特性,分析了负荷低谷时刻风电接纳能力.结果表明,在冬季供暖期的负荷低谷时段,由于辽宁电网调峰能力制约,全网存在弃风现象,因此负荷低谷时段风电接纳能力即是全网风电接纳能力的极限。     

电力负荷的RBF神经网络预测

针对中长期电力负荷预测,给出了RBF的预测原理,推导了权值的更新方式。对比了RBF和BP预测方法,结果表明,RBF方法收敛速度快、预报精度高,由此也证实了其具有的工程应用前景。     

谐波对电能计量的影响分析

为了确定电力谐波对电能计量的影响程度及寻找消除影响的方法,分析了谐波对电能计量影响的机理,结合电网实际及电网中主要高压非线性负荷特征谐波电流,对谐波有功功率进行了估算;并对电能表进行了谐波功率响应试验加以验证.在公共连接点谐波电压符合电能质量国标的条件下,谐波对线性用户电能计量的影响在电能表的允许误差范围内;三相整流类负荷产生的谐波功率在电能表允许误差范围内;电弧炉负荷在熔化期注入电网的谐波有功功率有可能超过基波电能的1%.电弧炉产生的谐波对电能计量的影响比较大,建议采用基波电能表.     

京津唐电网负荷特性分析

分析了2000-2007年京津唐电网负荷的年度变化趋势和月度规律,对冬季典型日和夏季典型日负荷进行了分析,并以2007年为例,分析了春节负荷、国庆假期负荷以及夏季空调负荷、冬季取暖负荷等特殊负荷的变化规律,为有序用电、需求侧管理以及制定节能减排政策提供参考。     

新疆电网风电出力波动对系统运行的影响分析

合理、准确地评估风电对电力系统运行的影响是大规模开发风电之前必须要做的工作。根据新疆电网2008、2009年详细的负荷及风电出力数据,利用Matlab与Excel软件编制数据处理程序,从风电接入系统后引起的剩余负荷(除风电外其它能源发电机组承担的负荷)峰谷差及波动大小的变化两方面分析了直调风电与达坂城风电场等几个典型风电场对系统运行的影响,所得结论可为电力系统的运行调度及规划提供依据及参考。     

错峰用电,保证电网的安全运行

随着用电负荷的快速增长,错峰用电已成为供电局调度部门的主要工作之一。为此,较详细地介绍了广州地区用电负荷情况、错峰情况,以及执行错峰用电的措施。在原有错峰用电的手段和措施的基础上,进行了相应的完善和补充,使现在的错峰用电方案更具操作性,既能符合上级部门对我们进行用电负荷调度的要求,又能较好地解决错峰用电与用电负荷不断增长的矛盾,最大限度地保障广大客户的利益,减轻供电紧张对社会经济发展和人民生活带来的影响,帮助电网安全渡过负荷高峰。     

基于平均负荷法预测电力电量

针对目前国内有关电力市场负荷预测方法存在的问题．积极探索某一特有电网的运行规律．提出了在现有条件下通过平均负荷法预测用电量和最大负荷,并将其与数学模型函数预测法相比较,得出其具有采集数据方便、预测准确程度高、耗费时间少等特点。     

给定线路功率的控制潮流求解方法及应用

介绍一种新的控制潮流算法。该算法考虑了发电机有功—频率特性曲线和无功—电压特性曲线的调节特性,避免了常规潮流对PV、PQ及平衡点的假设,有效地解决了电力系统调度运行中通过调整发电机出力使某些重要线路的传输功率维持在给定值的问题。特别是系统受到负荷扰动时,该算法能快速确定各机组的出力。对试验系统的计算表明,该算法是正确有效的。     

电力负荷管理技术在应用中的几点探讨

电力负荷管理与控制在电力生产和营销中具有重要作用。分析了目前负荷管理系统存在的负控终端电源引入点问题、不同厂家之间的设备不能相互兼容问题等,提出了加以改进的设想。在负控装置硬件结构的改进及通信方式的选择上,提出了一些建议和设想。