区域多能源电网可再生能源发电容量规划及投资收益优化模型

针对地区型多种能源形式接入的区域电网,研究了可再生能源发电容量与区域电网内其他多能源形式协调优化及可再生能源发电设备运行效益问题。以高比例风力发电、光伏发电、固体蓄热式电锅炉、电制天然气、燃气储能、热力储能系统构成的区域多能源系统模型研究为基础,提出基于不同调度时间尺度的区域可再生能源发电容量规划和投资效益优化模型。首先,研究区域电网内多能源供能、传输和负荷设备的能源供给和消耗特性,建立基于高比例可再生能源发电不确定性的多能源电网功率平衡模型;其次,研究大规模可再生能源不确定性、动态电价响应、系统运行状态的约束模型,建立区域可再生能源容量配置与收益多目标优化模型及其求解方法;最后,利用东北某地区多能源电网实际运行数据,建立可再生能源发电容量规划及投资收益优化仿真模型。仿真结果表明,文章所建立的可再生能源容量和效益优化模型,能够在保证较高投资效益的前提下,实现较小的可再生能源容量配置。     

可再生能源交直流送出型电网暂态能量有限时间控制模型

为提高大规模可再生能源经交直流混合通道送出型送端系统在大扰动下的暂态能量控制能力和稳定性,文章提出了一种基于交直流混联电网能量函数模型的送端电网暂态能量分布式协调有限时间控制模型。在将风电、光伏等可再生能源发电系统等值为同步电源的基础上,建立了交直流混联系统电网能量函数模型和能量交互拓扑模型。针对送端系统中可再生能源发电系统不确定性带来的能量调节干扰,考虑储能的调节能力,建立了基于二阶多智能体的送端电网暂态能量有限时间干扰观测器和非线性积分滑模控制模型。以某可再生能源送出型电网网架结构数据为例,采用所建立的可再生能源交直流送出型电网暂态能量仿真模型进行仿真。仿真及分析结果表明,文章所提出的可再生能源交直流送端电网暂态能量控制模型,能够有效提高电网暂态过程中的功角稳定性能和频率稳定性能。     

风、光高渗透率电网中考虑频率稳定的可再生能源承载力研究

风电、光伏系统的弱惯量、无惯量特性以及在最大功率跟踪运行的特点影响电网频率的稳定。文章建立了包含常规发电机组和可再生能源发电机组的电网频率响应综合模型;提出了一种考虑频率稳定约束的可再生能源承载力评估方法;在Matlab/Simulink中对所建模型进行仿真,得出电网在不同可再生能源渗透率下的频率响应指标。算例分析表明,文章提出的方法能够快速准确地获得电网可再生能源承载力。     

大规模可再生能源接入区域电网侧储能频率稳定控制方法研究

储能技术可以解决可再生能源大规模并网的波动问题。文章以大规模可再生能源接入地区电网侧储能为研究对象,重点关注改善大规模可再生能源接入地区频率稳定的控制方法。首先通过灵敏度分析,求取影响频率特征指标的主导参数;对比不同技术路线的虚拟惯量控制策略,提出了计及储能频率控制策略的电力系统频率响应模型,用于分析不同频率控制策略对实际电网的惯量支撑能力;最后利用Matlab/Simulink建立某可再生能源高占比区域电网频率响应模型,验证不同虚拟惯量支撑手段对于改善频率特征指标的有效性。     

基于变频空调的负荷虚拟惯量控制策略

可再生能源并网导致电网转动惯量降低,影响电网稳定性。为了提高电网系统转动惯量,增强电网对可再生能源的消纳能力,文章提出一种基于变频空调的负荷虚拟惯量控制策略,利用需求侧变频空调负荷响应电网的频率波动。该策略根据额定运行点和下垂特性下的压缩机转速参考值,构建了二阶虚拟同步电机(VSG)模型。根据电网实时电压与VSG虚拟电动势的相角差,求得VSG虚拟功率和压缩机转速变化量参考值。最后,建立VSG环节的小信号模型,给出了参数设定的方法,并分析其稳定性。仿真结果表明,所提算法能使变频空调模拟同步电机的惯性特性,提高电网的转动惯量。     

全钒液流电池储能在配电网中优化配置策略

再生能源的大量接入对配电网造成许多不利影响,应用全钒液流电池（VRB）储能技术可有效促进可再生能源消纳,减少可再生能源并网造成的不利影响。分析了VRB储能的充放电特性,并在此基础上建立了电池模型,充分考虑配电网中风电、光伏发电、负荷需求的不确定性和VRB储能电池的经济性,提出了一种VRB储能优化配置策略,利用遗传算法进行求解,在IEEE33节点电网模型中进行仿真分析,验证了这种策略可有效提高可再生能源消纳,减少大电网中传统燃料能源输入电量。     

多分布式电源并网AVC协同控制仿真模型

随着分布式发电系统大规模接入配电网,由于接入点多、拓扑结构复杂和单相接入等因素,导致传统的自动电压控制(AVC)方法难以有效地抑制光伏功率波动带来的配电网电压稳定问题。文章提出了基于多接入点分布式发电系统协同鲁棒控制的分层预测AVC控制策略。首先,根据分布式发电系统输出功率特性,建立特定配网区域内各分布式电源的分布式模型预测控制策略;在此基础上,根据配电网拓扑结构及分布式电源接入点配置情况,建立基于动态协调鲁棒控制的配网级AVC控制模型;最后,基于ADPSS仿真平台建立了多分布式电源接入的配电网AVC仿真模型。通过仿真表明,所提出的控制策略能够有效地抑制多点分布式发电系统功率波动引起的配网节点电压波动,显著地提高配网电压稳定性。     

一种新型光伏发电主动参与电网频率调节控制策略

大规模光伏发电并网挤占了具有转动惯量的同步发电机组空间,导致电力系统面临惯量减小与调频能力不足的问题,迫切需求光伏发电主动参与电网频率调节。文章以双级式光伏发电为研究对象,从光伏发电的惯量控制和与同步发电机组协调控制两个方面出发,通过改进Boost变换器和网侧逆变器的控制策略,实现光伏发电主动参与电网频率调节。其中,在惯量控制方面,提出基于高压直流电容动态的虚拟惯量控制,并分析控制参数对虚拟惯量控制的影响。最后,基于时域仿真算例验证了控制策略的有效性。     

基于光伏储能分离配置的配电网电压薄弱性抑制方法

针对光伏与储能联合发电系统接入后,易引起配电网节点电压稳定性变化的问题,研究了光伏发电系统和储能系统的分离配置方法。实现光储分离的合理配置,可有效改善现有电网的电压稳定性。针对光伏储能各单元接入位置及容量问题,以薄弱性演化指数最小化为目标,构建光储单元分离位置和配置容量优化模型,对光伏储能单元的配置容量、位置组合方式进行优化。最后,选取青海地区某配电网络建立仿真模型,对建立的光储分离算法进行仿真分析,仿真结果表明,光储单元分离位置和配置容量优化方法有效可行,能够抑制配电网的电压薄弱性。     

可再生能源并网发电的可靠性分析和节能分析

针对可再生能源机组并入电网的电能呈波动性对系统电能质量及运行可靠性产生较大不利影响,研究了接入可再生能源机组的电网的可靠性指标以便定量了解系统运行可靠性.基于蒙特卡罗法以IEEE-39节点标准测试系统为例,计算了接入风力发电机组和光伏发电机组后电网的可靠性指标LOLE,探讨了接入储能装置对可靠性指标产生的影响,设计了可再生能源发电煤耗节约量的计算方法.结果表明,同时接入两种机组优于单独接入一种机组,可再生能源并网机组的增加导致系统稳定性下降.     

光储电站在阿里独立型混合发电微网中的应用

阿里地区电网装机容量小,大容量光伏接入后加剧了电网的不稳定,易造成光伏脱网和电网崩溃事故。针对该问题,文章提出了一种基于蓄电池储能的多模式控制策略,设计了一套独立型混合发电微网控制系统。实时数字仿真表明,当有大负荷投退时,本控制系统能显著改善系统的动态响应,将电网频率和电压控制在设定的合理范围内,能够保证大容量光储电站顺利并网发电和阿里微网电网稳定。     

同步耦合双馈风机的虚拟惯量优化控制技术

双馈风电机组在同步并网时虚拟出的可控惯性将显著影响电网的动态特性,仍须通过优化控制减少其附加运行风险,充分发挥其控制潜力。该文首先建立引入虚拟同步控制后的双馈风电机组的动态模型,并分析双馈风机与同步发电机之间建立的虚拟同步耦合关系。在此基础上,构建双馈风机同步并网系统的能量函数,基于同步并网耦合关系提出双馈风电机组的变惯量优化控制策略,并借助控制参数对系统稳定性的影响分析,设置虚拟惯量参数范围。最后,搭建双馈风机同步并网系统进行仿真验证,双馈风机的虚拟惯量需要在合理范围内通过变惯量优化才能为并网系统提供可靠的动态稳定支撑。     

考虑分布式光伏与储能联合的区域电网电压稳定性控制方法

针对分布式光伏大量并网对区域电网造成的电压波动问题,文章提出了基于分布式光伏与储能协调的区域电网电压稳定控制方法。首先建立分布式光储系统电压稳定性模型,在此基础上研究分布式储能对区域电网节点电压的影响特性;然后建立了光伏与储能系统之间的协调关系模型,在可再生能源不同出力条件下进行储能装置的协调优化;通过建立区域电网内系统电压波动的最小目标函数,以区域电网的线路潮流和电池储能的充放能功率为约束条件,采用粒子群算法快速计算得到分布式储能的荷电状态,根据荷电状态进行充放能判断。以某区域电网实际运行数据为例进行了仿真验证,结果显示文章所提出的基于分布式光伏与储能协调的控制方式,可有效提升区域电网的电压稳定性。     

含风电场的电网储能系统选址和优化配置

储能系统的选址要根据具体的指标进行考核,指标的选取应考虑到储能系统接入电网后能为电网提供快速的有功、无功支撑,提高电网电压稳定水平,降低网络损耗,改善系统的小干扰稳定性等。因此,从安全、稳定、经济性三个方面建立指标评估模型,考核储能系统各接入位置的优劣,从而进行合理的选址。为了进一步实现容量的优化配置,针对目前电力市场的发展,构建了以综合效益最大化为目标的多目标最优潮流模型,在最优潮流指导下实现储能系统的容量优化配置。最后,建立基于电力系统分析综合程序(PSASP)的发输电网、风电场和储能系统仿真模型,按照所建模型进行储能系统的选址和容量配置。仿真结果表明,所建模型可以有效指导储能系统进行选址和容量的优化配置,并能够有效评估储能系统对大规模风电并网运行性能的影响。     

基于改进粒子群算法的风电场虚拟惯量优化分配方法

大规模风电并网导致电网惯量不断削弱、系统频率特性恶化,虚拟惯量控制使风电具有与同步发电机相似的虚拟惯量,为电网提供惯量支撑,但需要根据频率安全约束,研究多个风电场对系统惯量支撑目标的协调分配。提出基于改进粒子群算法的风电场虚拟惯量优化分配方法。首先根据电网频率安全约束指标求解维持频率动态稳定的电网临界惯量,并结合电网实际惯量得到电网惯量补偿目标。然后将系统最大频率偏差最小作为优化目标,风电场虚拟惯量补偿目标作为优化对象,建立优化分配模型;采用改进粒子群算法求解该模型,得到虚拟惯量最优分配方案。最后在IEEE-39节算例系统中验证了所提方法的正确性和有效性。     

基于概率潮流的光伏电站中储能系统的优化配置方法

高比例光伏发电接入会对电力系统的稳定性等造成不利影响,而储能则被认为是消除这些影响的有效手段之一.本文从电力系统潮流的角度,分析了光伏发电对电力系统的影响,进而分析了储能对抑制这种影响的作用.首先,介绍了电力系统中元件的概率分布模型和储能模型,以及拉丁超立方采样法及Gram-Schmidt序列正交化方法;其次,建立了多目标优化模型,模型考虑了储能系统的成本、支路潮流的越限概率和电网的网络损耗,并用遗传算法求取目标函数的最优解;最后,在IEEE24节点测试系统中进行了仿真,分析了光伏不同接入容量和接入位置对电力系统的影响,储能对电力系统的作用,得出了对应不同光伏容量的储能最优配置.     

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。     

基于VSG的风电机组虚拟惯量控制策略

针对永磁同步风电机组通过全功率变流器并网导致机组功率和电力系统频率解耦,机组不具备惯量响应特性的问题,综合考虑风轮、发电机、变流器特性构建"原动机-直流发电机-网侧变流器"的新型永磁同步风电系统控制模型,提出一种基于虚拟同步发电(VSG)的风电机组功率控制策略以实现机组惯量响应,提高机组电网频率支撑能力。网侧变流器基于VSG模拟传统同步发电机惯量响应特性,将系统频率变化转化为直流母线电压变化,机侧变流器利用机组风轮惯性通过发电机转矩控制实现直流母线电压的稳定。在PSCAD中基于1.5 MW永磁同步风电机组的仿真结果表明,基于VSG虚拟惯量控制策略能有效抑制电力系统频率变化,从而有效提高大规模风电场接入后系统的频率稳定性。     

太阳能光伏并网发电系统仿真研究

太阳能光伏发电是可再生能源利用的一种重要形式。文章通过研究太阳能光伏发电并网系统的特性,建立了由光伏阵列、逆变器、控制器、电网等组成的太阳能光伏并网发电系统数学仿真模型。仿真系统动态模拟了光伏阵列输出、逆变器控制及发电并网等。模拟结果表明,系统较好地实现了安全并网,对实际光伏并网系统的设计具有一定的参考价值。     

双馈风机虚拟惯量控制策略研究

双馈风机由于其转子转速不能像传统同步机一样保持与电网频率的一致性,导致风机的机械惯性不能参与电网频率调节。针对常规虚拟惯量控制策略通过释放转子"隐藏"的动能,为电网提供转动惯量,参与频率调节,但只能为电网提供短暂的频率支撑,频率恢复过程中,还有可能导致频率二次下跌的问题。文章提出了利用储能系统协同风电场为电网补偿惯量的控制策略,在Matlab/simulink中搭建仿真模型,仿真结果表明,在电网负荷发生突变时,虚拟惯量协同控制策略能够为电网提供较长时间的频率支撑,并有效防止频率二次下跌,提高电网频率稳定性。