基于负荷裕度随机特性的电压失稳概率问题研究

为了克服传统分析方法在电压稳定问题研究中存在的不足,需要掌握与电压失稳现象相关的一些概率信息。针对这种情况,提出了一种基于负荷裕度随机特性的方法来计算系统电压失稳的概率。该方法通过研究连续潮流计算中与临界点位置密切相关的参数随机变化来确定相应的负荷裕度的随机特性,并在此基础上利用半不变量方法获取所需的电压失稳概率。由于该方法在计算过程中考虑了更多不确定性因素对电压稳定的影响,因此其结果在准确性和合理性上都有很大程度的提高。对IEEE 39节点系统的仿真研究证实了上述方法的正确性。

输电网规划模型中失负荷概率约束的嵌入及转化方法研究

风电大规模并网使得输电网网架规划所考虑的不确定性利益日益增加,灵活性规划难度加大。传统的规划后校验方法难以精确地量化不确定性指标,易造成规划方案的线路冗余,增加投资成本。针对风电出力的随机性,构建并分析了嵌入先校验失负荷概率（loss of load probability,LOLP）约束的网架规划模型,在对模型凸松弛的基础上,应用超分位数理论对LOLP约束实现确定性转化,随后对原问题和松弛后的问题迭代求解来减少估计误差。最后,以IEEE 30和IEEE 118节点系统验证了所提模型和算法的有效性,并分析了所提模型计算成本及风电场景选取对规划方案的影响。

求解计及失负荷概率约束机组组合问题的快速启发式算法

为了解决电力系统机组组合中的备用配置问题,提出了一种求解计及失负荷概率约束机组组合问题的快速启发式算法。该算法通过对计及备用约束机组组合问题与运行可靠性评估问题的迭代求解,将机组组合计划对应的失负荷概率指标控制在给定水平;通过对迭代中备用更新步长的直接估计,提高了备用更新效率,达到了减少迭代次数、提高整体计算速度的目的。相较于已有算法,该算法提高了计算的快速性及计算结果的鲁棒性。通过对单区域及多区域RTS-96系统的测试计算,验证了算法的有效性。

计及可控串联补偿器的系统电压失稳概率研究

可控串联补偿器(TCSC)可以灵活地调节线路潮流,提高系统运行的稳定性,传统分析方法在评估TCSC提高系统静态电压稳定性作用时存在缺陷,无法考虑不确定性因素的影响。因此,建立计及TCSC接入的系统负荷裕度概率模型,考虑运行参数的随机波动,通过半不变量法和Gram-Charlier级数计算负荷裕度概率特征,进而得到电压失稳概率值。分别在常态与故障下对比TCSC安装前后的IEEE39节点系统失稳概率,结果表明,TCSC能有效地提高系统的静态电压稳定性,验证了本文方法的可行性与准确性。

基于净负荷分步建模的旋转备用优化确定风险分析方法

由于采用净负荷预测误差模型描述风电和负荷共同预测误差,优化系统旋转备用配置的多场景概率风险分析方法尚难以全面考虑风电的不确定性,如从网络安全和经济性方面必须考虑的弃风因素以及风电功率预测误差存在的非正态分布情况。为此,基于分步建模的策略改进多场景概率风险分析方法中净负荷预测误差模型,使其在计算系统失负荷风险时能够计及弃风和考虑不同类型概率分布的风电功率预测误差,并将弃风惩罚成本引入机组组合优化模型的目标函数中,以实现风电功率的合理消纳和系统旋转备用的优化确定。采用混合整数线性规划方法,对含风电场的IEEE-RTS 26机测试系统进行仿真分析,验证了改进模型的有效性。

基于日照概率分布的光伏水泵系统供水可靠性研究

为评价光伏水泵系统的供水可靠性,首先根据定义日辐射峰值强度和统计方法建立太阳辐射强度概率分布模型。然后,基于建立的日照分布模型,通过试验揭示了日出水量与日照峰值的关系,从而可准确地获得光伏水泵系统出水量的输出特性。最后,引入失负荷概率(LOLP),研究日需水量QD、储水箱体积V和日照概率分布密度参数对LOLP的影响,对光伏水泵系统的供水可靠性进行评价。结果表明,可以通过基于日辐射峰值强度建立的日照分布概率模型准确预测光伏水泵系统长期出水量;当储水箱体积V大于日需水量QD的2倍时,储水箱体积V对LOLP已无影响。当中间变量G-max分布的标准差在150 W/m2以内时,可根据日照峰值的平均值来设计光伏水泵系统。

风/光/柴多能互补发电系统优化配置研究

为实现风/光/柴多能互补发电系统的经济运行,应用启发式算法以分布式发电投资、运行费用、向输电系统直接购电费用以及考虑环境因素费用总和最小为优化目标,分别对并网型和离网型两种情况进行规划和运行的综合分析,从而确定各DG类型的最优投入容量。研究结果表明:该模型可以全面评估分布式发电的经济性能,并对不同运行方式给出相应的最优配置方案,从而极大地提高系统的供电可靠性和经济可行性。

考虑风光荷联合作用下的电力系统经济调度建模

为了解决风光荷等多种随机因素对系统调度带来的问题,需进行含风力发电、光伏发电的电力系统经济调度研究。通过引入风电与光电功率以及负荷预测偏差的概率分布,并考虑各种随机因素之间的关联性,构建了风光荷的联合概率密度函数。建立了典型运行方式下失负荷风险模型和经济调度模型,该模型采用失负荷损失量约束取代一般调度模型的失负荷概率约束。利用改进的超分位数方法,采用蒙特卡罗模拟和解析法相结合进行仿真计算。算例仿真结果表明:基于实际系统运行方式及随机因素关联性,根据典型运行方式经济调度模型,不仅能得到不同置信水平、随机因素不同关联程度的系统最优调度结果,还可在满足系统可靠性的前提下实现经济性最优。

考虑维度重要性的电力系统可靠性评估拟蒙特卡洛方法

针对拟蒙特卡洛方法在处理高维问题时其改进性的退化,提出一种基于维度重要性的电力系统可靠性评估的拟蒙特卡洛方法。首先介绍了拟蒙特卡洛方法的误差估计理论,分析了低偏差序列在维度增加时均匀性的退化现象。其次,推导了误差上界的方差分析分解形式,提出以维度重要性降序进行抽样的思路减小误差上界,并建立了量化维度重要性的数学模型。最后,建立基于维度重要性的可靠性评估的拟蒙特卡洛模型和交叉熵拟蒙特卡洛模型,并提出了评价计算值与其真值误差的精度指标。以RTS79发电系统、292机发电系统和RBTS发输电系统为例,比较了文中方法和传统方法在计算失负荷概率(LOLP)和电力不足期望值(EDNS)时的精度指标。结果表明,所提出的方法在上述两种指标的计算上都具有更高的误差精度。

配电系统短期可靠性评估方案

现有配电系统可靠性评估大多基于长期历史数据的平均可靠性,缺少对配电系统短期可靠性快速评估的模型及方法。针对配电网具体元件特点及短期内元件状态,提出一种配电系统短期可靠性评估方案,分别由基于失负荷的配电系统短期可靠性指标,基于改进条件相依的元件短期停运率模型以及基于前推故障扩散算法的配电系统短期可靠性评估分析方法。通过仿真分析,说明所定义的短期可靠性指标的实用性以及评估算法的有效性,为配电系统的短期现场运行提供理论基础与调度指导。

基于属性综合评价方法的电网脆弱性分析

在属性综合评价方法的基础上,结合故障概率、失负荷率、危险程度、恢复时间四个指标,建立电网脆弱性综合评估模型。该方法在考虑电网抗干扰能力和受影响程度的同时,兼顾了故障发生概率和电网处理故障的能力。对电网及其线路脆弱性评估结果从定性和定量两个角度进行分析,其中定性表示电网线路的脆弱性严重等级,定量表示电网线路相同脆弱性等级之间的细微差值,对电网脆弱性评估有更好的辨识能力和更高的辨识精度。通过对IEEE14节点系统的仿真,运行结果验证了该方法的合理性与有效性,可为制定与落实保证电网安全运行和降低电网脆弱性的措施提供更准确的依据。

基于电池储能系统降低风电接入后系统运行风险的分析(英文)

大规模风电接入电网后,风电功率固有的不确定性可能会显著增大系统的运行风险。该运行风险可用失负荷概率来衡量。文中将电池储能系统接入风电场,并利用其灵活的充放电能力来降低系统的运行风险。为充分利用昂贵的电池储能装置,设计了专门的电池运行策略,任何不完整的充放电循环在电池运行过程中均被严格禁止。考虑到电池运行的时序性,采用序贯蒙特卡洛模拟技术评估系统的运行风险。基于某算例系统的仿真试验证实了所提出的技术方案及电池运行策略的可行性。此外,仿真结果亦表明,电池用于降低系统运行风险的循环寿命消耗非常低,也就是说,电池储能系统在降低系统运行风险的同时仍有能力实现其他功能。

风电场发电可靠性及容量可信度评估

采用多态发电机组的卷积公式建立包含风电场停运容量的电力系统等效负荷持续曲线(Equivalent Load Duration Curve,ELDC)模型,用于计算风电场并入电力系统后系统的失负荷概率(Loss of Load Probability,LOLP)。利用风电场所能替代的理想机组容量与风电场额定容量的比值作为风电场容量可信度(Capacity Credit,CC)的定义。推导出风电场所能替代的理想机组容量与所能替代的常规机组容量(常规机组的强迫停运率为q)之间的关系表达式,以评估风电场并入电网后所能替代的常规机组发电容量的大小。测试算例的计算结果验证了所提方法的正确性和有效性。

考虑风电不确定性的电网备用优化决策方法研究

基于风电并网的国内外研究的基础上,主要进行了风电不确定性的电网备用优化决策方法研究。利用风电不确定性、机组强迫停运率和负荷波动三方面建立系统的不确定性模型。以最小化备用成本为目标,并分别以解析法和mentocarlo模拟法求解系统的可靠性指标作为约束条件,构建确定系统所需的最优旋转备用容量的数学模型。对接有风电场的IEEE RTS96系统仿真,反映了相同的备用需求随风速变化的趋势,并比较得出模拟法得到的备用结果比解析法大。在此基础上,该方法还可以对风速预测偏差,风电渗透功率对系统所需旋转备用的影响进行进一步分析。

基于机会约束的含多风电场动态经济调度

为了解决风电出力的不确定性给电网安全运行带来的威胁,提出基于快速傅里叶变换(FFT)快速计算卷积化简机会约束规划的动态经济调度算法.针对多个风电场同时接入系统的复杂情况,在风电出力概率和负荷预测的基础上,保证正、负旋转备用能满足负荷和风电实际出力的波动,应用机会约束规划建立了考虑失负荷和弃风风险的含风电场电力系统动态经济调度模型;利用FFT快速计算卷积求取联合变量的概率分布以将机会约束转化为确定性约束简化得到确定性模型,并用CPLEX进行求解,该方法大大减少了算法的运算时间.以修改的10机39节点系统为算例验证了所提调度模型的正确性及化简方法的有效性.

风险理论协调系统规划与运行

成熟的系统规划以及可靠的稳控措施是保证电力系统安全稳定运行的两个重要方面,但是实际工作中,由于规划与运行分属不同部门而往往割裂了二者的联系,因此如何协调规划与运行具有重要的实际意义。基于风险理论提出了协调电网规划与运行的分区框架,运用风险指标合理划分电网规划与运行责任分界。通过对2015年广东电网500 k V规划系统的研究,结果表明该方法具有较强的实际可行性和可操作性,可以有效地弥补实际工作中割裂规划与运行的缺陷,从实际运行的角度更加科学、合理、经济地规划电网。

用于风电机组容量评估的容量可信度快速算法

针对以往在利用风电机组容量可信度这一指标来评价风电机组容量时,准确度与计算速度不能兼顾的问题,提出了一种基于负载-失负荷概率曲线来快速准确计算风电机组容量可信度的最大公因子步长算法(GCDS)。该方法首先将风速分布信息和风电机组特性曲线离散化,把风电机组出力建模为多状态,然后应用负载-失负荷概率的递推关系式和以各个机组装机容量最大公约数为步长进行遍历的算法,快速得出加入风电机组前后系统的负载-失负荷概率曲线,最终得出风电机组的容量可信度。仿真和实验结果表明:把1个风电机组加入到41个常规机组的系统中,使用GCDS算法对风电机组容量可信度进行计算,在准确度可以保证的前提下,计算时间仅为0.015 6s,与穷举法相比,计算效率有了极大提升。

计及风险及备用成本的含风电电力系统经济调度

风电出力与负荷预测的不确定性给电力系统的经济调度带来了困难,如何处理备用风险,综合考虑经济发电与旋转备用计划是经济调度中需要解决的问题。在模型中引入旋转备用来应对可能出现的电力不足,将风电预测功率的条件期望与风电计划出力的差值表示系统对风电的正负备用需求,通过引入风电和负荷预测偏差的概率分布,建立了风电与负荷的联合概率密度函数。构建失负荷模型表征风险水平,并假定失负荷的风险水平不低于某一置信水平,对约束中的最大值函数通过K-S函数转化。考虑到合理弃风或切负荷有利于系统稳定,在目标函数中加入弃风或切负荷的价值损失。最后,用含10台常规火电机组和一个大型风电场的系统为例进行模型和算法的求解验证,结果表明所提模型和算法的有效性和合理性。

电力系统短期运行充裕性评估及决策

大量随机波动性电源接入给电力系统运行充裕性带来了显著影响,如何准确评估运行充裕性以及基于运行充裕性进行调度决策是新能源电力系统运行面临的新问题。以风电为例,同时考虑来自电源和负荷的双侧随机因素,将传统可靠性指标改进推广到短期运行充裕性评估中,并在此基础上提出了一个新的充裕性指标,对指标的数学含义和计算方法进行了讨论。以含风电电力系统的机组组合为例,研究所提指标在短期运行充裕性决策中的应用。算例首先对RBTS系统进行了运行充裕性评估,其次给出了所提充裕性指标约束下的机组组合方案。结果表明,所提指标能够更准确地刻画随机因素对系统运行充裕性的影响,基于充裕性指标的机组组合决策能够给出不同充裕性水平下的机组启停方案和出力计划以及对应的系统充裕性量化值。研究成果为随机波动性电源大规模接入电力系统的短期运行充裕性问题提供了一套评估指标和评估方法。

基于PVsyst的光伏与储能系统仿真

储能系统对稳定可再生能源高渗透率下的区域电网具有重要意义,因而光伏储能综合系统逐渐受到关注。以山东地区某典型工厂用户为研究对象,其年用电量为6610MW·h。采用PVsyst建立光伏与储能系统,从系统发电量及储能系统充放电量、荷电状态、失负荷概率等指标评估光储系统可靠性。结果显示,所配置的光伏储能系统能够满足用户全年93.21%的电量负荷,全年因光伏功率不足或储能系统电量不足而需要电网供电的时间为653h,电池组全年平均荷电状态0.53。配置储能系统后,全年上网电量相比无储能系统时减少40.72%,下网电量相比无储能系统时减少74.65%,用户可以大幅度利用光伏系统自身所产电能,并通过电池组储放,减少上下网电量,平滑波动。对储能系统的控制逻辑应当结合当地分时电价,进行充放控制的优化。项目全投资税后收益率为4.11%,尚不具备经济性。经测算,储能项目具备经济性所对应的峰谷电价差临界点为0.681元/(kW·h),目前全国能达到该临界点的省份较少。随着分时电价机制的进一步完善以及储能系统成本的下降,储能系统将逐渐具备经济性。