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Identification of the Worst-case Static Voltage Stability Margin Interval of AC/DC Power System Considering Uncertainty of Renewables

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CSEE Journal of Power and Energy Systems 2024年第3期10卷 974-987页

作者： Wanbin Liu shunjiang lin Yuerong Yang Mingbo Liu Qifeng Li School of Electric Power Engineering South China University of TechnologyGuangzhou 510640China Guangdong Key Laboratory of Clean Energy Technology South China University of TechnologyGuangzhou 511458China Department of Electrical and Computer Engineering University of Central FloridaOrlandoFL 32816USA CSEE IEEE

Calculation of static voltage stability margin(SVSM)of AC/DC power systems with lots of renewable energy sources(RESs)integration requires consideration of uncertain load growth and renewable energy generation output.This paper presents a bi-level optimal power flow(BLOPF)model to identify the worst-case SVSM of an AC/DC power system with line commutation converter-based HVDC and multi-terminal voltage sourced converter-based HVDC transmission lines.Constraints of uncertain load growth’s hypercone model and control mode switching of DC converter stations are considered in the BLOPF model.Moreover,uncertain RES output fluctuations are described as intervals,and two three-level optimal power flow(TLOPF)models are established to identify interval bounds of the system worst-case SVSM.The two TLOPF models are both transformed into max–min bi-level optimization models according to independent characteristics of different uncertain variables.Then,transforming the inner level model into its dual form,max–min BLOPF models are simplified to single-level optimization models for direct solution.Calculation results on the modified IEEE-39 bus AC/DC case and an actual large-scale AC/DC case in China indicate correctness and efficiency of the proposed identification method.

关键词： AC/DC power system control mode switching convex relaxation dual programming multi-level optimization optimal power flow static voltage stability margin

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An Uncertain Optimal Energy Flow Model for CCHP Campus Microgrid Using Parameterized Probability Boxes

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Journal of Modern Power Systems and Clean Energy 2023年第5期11卷 1618-1633页

作者： shunjiang lin Xuan Sheng Yuquan Xie Yanghua Liu Mingbo Liu IEEE School of Electric Power Engineering South China University of TechnologyGuangzhou 510640China Digital Grid Research Institute China Southern Power GridGuangzhou 510700China School of Electromechanical Engineering Guangdong Polytechnic Normal UniversityGuangzhouChina

Due to the uncertain fluctuations of renewable energy and load power, the state variables such as bus voltages and pipeline mass flows in the combined cooling, heating, and power campus microgrid(CCHP-CMG) may exceed the secure operation limits. In this paper, an optimal energy flow(OEF) model for a CCHP-CMG using parameterized probability boxes(p-boxes) is proposed to describe the higher-order uncertainty of renewables and loads. In the model, chance constraints are used to describe the secure operation limits of the state variable p-boxes, and variance constraints are introduced to reduce their random fluctuation ranges. To solve this model, the chance and variance constraints are transformed into the constraints of interval cumulants(ICs) of state variables based on the p-efficient point theory and interval Cornish-Fisher expansion. With the relationship between the ICs of state variables and node power, and using the affine interval arithmetic method, the original optimization model is finally transformed into a deterministic nonlinear programming model. It can be solved by the CONOPT solver in GAMS software to obtain the optimal operation point of a CCHP-CMG that satisfies the secure operation requirements considering the higher-order uncertainty of renewables and loads. Case study on a CCHP-CMG demonstrates the correctness and effectiveness of the proposed OEF model.

关键词： Combined cooling heating and power campus microgrid(CCHP-CMG) chance-constrained programming higher-order uncertainty optimal energy flow parameterized probability box

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Distributionally Robust Optimal Dispatch of Offshore Wind Farm Cluster Connected by VSC-MTDC Considering Wind Speed Correlation

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CSEE Journal of Power and Energy Systems 2023年第3期9卷 1021-1035页

作者： Xiangyong Feng shunjiang lin Wanbin Liu Weikun Liang Mingbo Liu School of Electric Power Engineering South China University of TechnologyGuangzhou 510640China Guangdong Key Laboratory of Clean Energy Technology South China University of TechnologyGuangzhou 511458China

Multi-terminal voltage source converter-based highvoltage direct current(VSC-MTDC)transmission technology has become an important mode for connecting adjacent offshore wind farms(OWFs)to power systems.Optimal dispatch of an OWF cluster connected by the VSC-MTDC can improve economic operation under the uncertainty of wind speeds.A two-stage distributionally robust optimal dispatch(DROD)model for the OWF cluster connected by VSC-MTDC is established.The first stage in this model optimizes the unit commitment of wind turbines to minimize mechanical loss cost of units under the worst joint probability distribution(JPD)of wind speeds,while the second stage searches for the worst JPD of wind speeds in the ambiguity set(AS)and optimizes active power output of wind turbines to minimize the penalty cost of the generation deviation and active power loss cost of the system.Based on the Kullback–Leibler(KL)divergence distance,a data-driven AS is constructed to describe the uncertainty of wind speed,considering the correlation between wind speeds of adjacent OWFs in the cluster by their joint PD.The original solution of the two-stage DROD model is transformed into the alternating iterative solution of the master problem and the sub-problem by the column-and-constraint generation(C&CG)algorithm,and the master problem is decomposed into a mixedinteger linear programming and a continuous second-order cone programming by the generalized Benders decomposition method to improve calculation efficiency.Finally,case studies on an actual OWF cluster with three OWFs demonstrate the correctness and efficiency of the proposed model and algorithm.

关键词： C&CG algorithm distributionally robust optimization generalized Benders decomposition offshore wind farm wind speed correlation

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沿海区域综合能源生产单元随机优化调度

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电网技术 2024年第5期48卷 1884-1895,I0021,I0022页

作者：潘越林舜江梁炜焜盛煊刘明波华南理工大学电力学院广东省广州市510640 广东省绿色能源技术重点实验室(华南理工大学) 广东省广州市510630

为实现沿海区域的海上风电场、海上采气平台和陆上热电联供燃气电厂等多种能源生产子单元的协同化运行,考虑可再生能源出力和氢负荷的随机波动,提出沿海区域综合能源生产单元(coastal integrated energy production units,CIEPU)随机优... 详细信息

为实现沿海区域的海上风电场、海上采气平台和陆上热电联供燃气电厂等多种能源生产子单元的协同化运行,考虑可再生能源出力和氢负荷的随机波动,提出沿海区域综合能源生产单元(coastal integrated energy production units,CIEPU)随机优化调度模型。采用参数化代价函数近似(parametric cost function approximation,PCFA)的动态规划算法求解随机优化调度模型。通过一种基于梯度下降的求解方法--Adadelta法,获得策略函数的一阶信息,并计算梯度平方的指数衰减平均值,以更新策略函数的迭代步长;对随机优化调度模型进行策略参数逼近,从而得到近似最优的策略参数,并逐一时段求解出CIEPU的最优调度计划。最后,以某个CIEPU为例,分析计算结果表明,所提出方法获得的优化调度方案可以提高CIEPU运行的经济性并降低碳排放量,验证了所提方法的准确性和高效性。

关键词：综合能源生产单元随机优化调度近似动态规划参数化代价函数近似 Adadelta算法

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基于供冷/热系统质-量调节的区域综合能源系统动态最优能流计算

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电网技术 2024年第3期48卷 1008-1018页

作者：梁炜焜林舜江刘明波盛煊潘越华南理工大学电力学院广东省广州市510640 广东省绿色能源技术重点实验室广东省广州市510630

区域综合能源系统(regional integrated energy system,RIES)的最优能流计算是求解RIES的设备配置、优化调度、故障分析等问题的基础。考虑供冷/热和供气管道传输能量的动态特性,建立RIES动态最优能流计算模型,其中基于特征线法获得了供... 详细信息

区域综合能源系统(regional integrated energy system,RIES)的最优能流计算是求解RIES的设备配置、优化调度、故障分析等问题的基础。考虑供冷/热和供气管道传输能量的动态特性,建立RIES动态最优能流计算模型,其中基于特征线法获得了供冷/热管道和供气管道动态偏微分方程的代数解析解。针对基于供冷/热系统质–量调节模式下管道能量传输时滞变量造成RIES的动态能流计算模型难以求解的问题,提出采用分段插值法获得供冷/热管道两端节点温度之间关系的近似表达式并加入动态最优能流计算模型中。此外,针对优化模型中供冷/热系统的流量与温度相乘的双线性项,提出一种能够缩紧松弛间隙的分段凸包络松弛方法将原混合整数非线性优化模型转化为混合整数二次约束规划模型,能够在保证计算精度的同时实现高效求解。最后以某个RIES算例进行分析,验证了所提方法的计算准确性和高效性,并与常用的质调节模式相比,表明在供冷/热系统质–量调节模式下能找到经济性更优的RIES运行点。

关键词：区域综合能源系统动态最优能流质–量调节偏微分方程特征线法分段凸包络松弛

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新能源电力系统不确定优化调度方法研究现状及展望

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电力系统自动化 2024年第10期48卷 20-41页

作者：林舜江冯祥勇梁炜焜杨悦荣刘明波华南理工大学电力学院广东省广州市510640 广东省绿色能源技术重点实验室广东省广州市510630

风电场和光伏电站出力的不确定性给电力系统优化调度带来很大技术挑战。文中主要介绍了考虑新能源不确定性的电力系统优化调度方法的研究现状及后续研究方向展望。首先,重点论述了各种不确定优化调度(UOD)方法,包括随机优化方法、鲁棒... 详细信息

风电场和光伏电站出力的不确定性给电力系统优化调度带来很大技术挑战。文中主要介绍了考虑新能源不确定性的电力系统优化调度方法的研究现状及后续研究方向展望。首先,重点论述了各种不确定优化调度(UOD)方法,包括随机优化方法、鲁棒优化方法、随机鲁棒优化结合方法和基于人工智能技术的方法。其中,随机优化方法包括场景法、机会约束规划法和近似动态规划法;鲁棒优化方法包括传统鲁棒优化法和分布鲁棒优化法;随机鲁棒优化结合方法包括采样鲁棒优化法和分布鲁棒机会约束规划法。然后,介绍了每一种方法的优化模型形式、模型的转化和求解原理及其优缺点。最后,对UOD的后续重点研究方向进行展望,包括兼顾多个目标的UOD问题及多目标不确定优化方法、输配系统UOD问题及分布式不确定优化方法、考虑稳定性约束的UOD问题及含常微分方程约束的不确定优化方法、考虑管道传输动态的综合能源系统UOD问题及含偏微分方程约束的不确定优化方法。

关键词：新能源电力系统不确定优化调度随机优化鲁棒优化近似动态规划

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海上风电场交流集电和多端柔直输电并网系统多目标优化规划

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电网技术 2024年第6期48卷 2404-2415,I0043,I0044页

作者：梁宇涛林舜江冯祥勇赖信刘明波华南理工大学电力学院广东省广州市510640 广东省绿色能源技术重点实验室(华南理工大学) 广东省广州市510630

集电和输电并网系统的优化规划对海上风电场(offshore wind farm,OWF)的投资经济性和运行可靠性有着重要影响。对于OWF中交流集电和多端柔直输电的并网方式,建立了拓扑与潮流耦合的兼顾经济性和可靠性的多目标优化规划模型。模型中利用... 详细信息

集电和输电并网系统的优化规划对海上风电场(offshore wind farm,OWF)的投资经济性和运行可靠性有着重要影响。对于OWF中交流集电和多端柔直输电的并网方式,建立了拓扑与潮流耦合的兼顾经济性和可靠性的多目标优化规划模型。模型中利用拓扑冗余度直接近似计算风机停运损失电量,并考虑了新型双边环形的交流集电系统拓扑结构和基于连通性约束的多端柔直输电系统拓扑结构,实现了对集电和输电系统拓扑连接,交流和直流海底电缆类型,海上升压换流站数量、容量、位置,和连接到海上升压换流站馈线数量的协调优化规划。并且,提出了一种直接求解多目标优化问题折中最优解的方法,通过凸化处理将原混合整数非线性规划模型转化为混合整数凸二次规划模型,以高效求解获得最优规划方案。最后,对2个分别含36台和78台风机的实际OWF算例进行分析,验证了所提出模型和方法的正确有效性。

关键词：海上风电场交流集电系统多端柔直输电系统拓扑优化多目标优化规划

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考虑新能源高阶不确定性的交直流混联电网静态电压稳定裕度计算

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高电压技术 2024年第4期50卷 1631-1644页

作者：张芸烽林舜江杨悦荣刘万彬刘明波华南理工大学电力学院广州510640

随着大量新能源场站接入交直流混联电网,系统的静态电压稳定裕度(static voltage stability margin,SVSM)水平具有很大的不确定性,需要研究考虑新能源场站高阶不确定性的交直流混联电网SVSM计算方法。针对此问题,首先建立了交直流混联电... 详细信息

随着大量新能源场站接入交直流混联电网,系统的静态电压稳定裕度(static voltage stability margin,SVSM)水平具有很大的不确定性,需要研究考虑新能源场站高阶不确定性的交直流混联电网SVSM计算方法。针对此问题,首先建立了交直流混联电网SVSM计算模型,模型中考虑了直流换流站控制方式随负荷增长的切换;采用概率盒模型描述风速与光照强度的随机波动,提出了改进区间半不变量法以获得更准确的SVSM概率盒,该方法通过K-means++聚类算法将随机变量样本划分为多个波动范围较小的样本集,以降低半不变量的线性化计算带来的误差;并结合Gram-Charlier级数展开和概率加权和计算得到考虑新能源场站高阶不确定性的系统SVSM概率盒。通过对修改的IEEE-39节点交直流系统和南方电网两个算例的分析,并与区间半不变量法和双层蒙特卡洛法比较,验证了所提出方法获得的SVSM概率盒具有较高的计算精度和效率。

关键词：新能源交直流混联电网高阶不确定性静态电压稳定裕度参数化概率盒改进区间半不变量法

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考虑新能源随机波动和T接线的城市电网连锁故障风险评估

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电力系统保护与控制 2024年第13期52卷 59-68页

作者：郭挺杨梓晴徐良德胡林麟林舜江刘明波广东电网有限责任公司广州供电局广东广州510000 华南理工大学电力学院广东广州510640

新能源的大量接入给城市电网的安全运行和重要用户可靠供电带来很大挑战,其功率的随机波动易引发电网出现连锁故障风险。提出了一种考虑新能源出力随机波动和城市电网110k V网架T接线开关投切的连锁故障风险评估方法。该方法在连锁故障... 详细信息

新能源的大量接入给城市电网的安全运行和重要用户可靠供电带来很大挑战,其功率的随机波动易引发电网出现连锁故障风险。提出了一种考虑新能源出力随机波动和城市电网110k V网架T接线开关投切的连锁故障风险评估方法。该方法在连锁故障发生概率和后果严重度的计算中都计及了系统状态的概率分布特性的影响,并采用基于半不变量法的概率潮流计算反映系统状态与新能源功率二者的概率分布特性之间的关系。另外,建立包含110 kV网架T接线开关投切的最小切负荷的混合整数非线性规划模型,并以最小切负荷量来表征系统在连锁故障的严重度。此优化模型通过决策故障下的各组T接线开关的投切状态,减少连锁故障下的切负荷量,进而有效降低连锁故障的风险。同时,通过机会约束描述重要用户负荷节点电压的安全运行范围,以确保重要用户负荷不停电的概率满足给定的置信水平,从而保证重要用户的安全可靠供电。最后,通过某个实际城市片区电网算例验证了所提出的连锁故障风险评估方法的正确有效性。

关键词：连锁故障风险评估新能源概率潮流半不变量 T接线混合整数非线性规划

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基于决策树的电网重要用户供电路径决策方法

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电力科学与技术学报 2024年第2期39卷 53-63页

作者：郭挺杨悦荣徐良德陈中豪董红杨梓晴林舜江刘明波广东电网有限责任公司广州供电局广东广州510600 华南理工大学电力学院广东广州510640

广州等超大城市电网中110kV网架接线主要为3T接线,其运行方式多变,对电网的规划和运行有很大影响。超大城市电网中存在着大量的重要用户,其供电可靠性是安排电网运行方式的一个重要考虑因素。若安排的运行方式使得某些重要用户的供电路... 详细信息

广州等超大城市电网中110kV网架接线主要为3T接线,其运行方式多变,对电网的规划和运行有很大影响。超大城市电网中存在着大量的重要用户,其供电可靠性是安排电网运行方式的一个重要考虑因素。若安排的运行方式使得某些重要用户的供电路径汇集在同一元件,就会大大降低重要用户的供电可靠性。基于此,建立超大城市电网重要用户供电路径优化决策模型,以最小化电网中220kV线路的平均负载率为目标,要求系统的每个重要用户都要满足多个供电路径来自最少2个不同的220kV变电站。为了快速求解此混合整数非线性规划模型,引入多变量决策树将模型转化成一个整数非线性规划问题,再通过变量代换将其转化为一个整数线性规划问题,实现快速准确求解。最后,以广州电网实际数据为例,验证所提优化决策模型和求解方法的可行性与有效性。

关键词：重要用户供电路径 3T接线多变量决策树线路负载率

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