互补运行

深入挖掘火电机组深度调峰能力、实现风光火储多能互补运行是应对规模化新能源并网消纳的重要手段。提出火电机组深度调峰和爬坡成本、污染物惩罚成本、储能系统运行成本及新能源弃电惩罚成本的计算方法，建立了考虑火电深度调峰的风光火储系统日前优化调度模型。分别以风光出力最大、净负荷波动最小和系统运行成本最低为优化目标，并设定火电机组的不同调峰深度，对含高比例新能源的风光火储系统在典型日的优化调度策略进行仿真计算。结果表明：所建立的模型能够满足不同优化目标下的风光火储优化调度策略计算；通过提升火电机组深度调峰能力，可有效降低新能源弃电率。

影响风/光发电功率预测精度的主要因素是风/光资源的风向、风速、温度、湿度、光照等关键数据。根据海南省的亚热带湿热气候特征，分析风/光发电特征及其时空互补特性，深入分析风/光资源的关键因素对新能源发电功率的影响，得到这些因素与风/光发电功率之间的相关性，在此基础上研究风力发电功率、光伏发电功率的短期和超短期预测模型和方法：针对现有风电/光电功率预测精度不足的问题，提出基于亚热带湿热气候特征的风电功率预测物理模型与统计适配模型相结合的风电功率预测方法，和基于不同风速段的连续时间段聚类的SVM风电功率模型；研究和给出适合海南省亚热带湿热气候特征的风力发电功率、光伏发电功率预测系统设计方案。海南现有的五个风电场，含沿海滩涂和丘陵地带。因此，本研究兼顾了山地丘陵地带的建模方法。 为解决多类型新能源并网下的绿色调度问题，提出了多时间尺度的鲁棒调度方法，该方法通过协调调度水电、火电、风电、气电等多种电源的开机出力，利用多个时间尺度（日前、日内、实时）逐级降低新能源的预测偏差给电网的冲击作用，并采用鲁棒调度方式保证了调度方案的鲁棒性。此外，新能源出力的不确定集直接影响鲁棒调度的经济性和鲁棒性。为解决经济性和鲁棒性的冲突问题，提出了一种不确定集的优化方法，该方法通过计算弃风和切负荷成本将鲁棒性转化为风险成本，优化出使得综合成本最小（发电成本、环境成本和风险成本之和）的最优不确定集。 针对新能源并网带来的无功电压控制方面的问题，并考虑到今后电网向大规模发展的趋势，提出了含多类型新能源的三级电压控制模式，按全网、区域和地区电网划分，分别充当第三、第二和第一级电压控制，各级电压控制之间在时空上相互协调，可根据实际电网规模和网络拓扑结构确定是否采用区域电压控制。在全网电压控制方面，考虑到运行成本和新能源并网点电压波动问题，以网损最小和电压质量最优为目标，建立了多目标无功优化模型，模型中采用了不同的节点类型对新能源机组进行建模；在区域电网电压控制方面，针对日前新能源机组并网引起的长期电压稳定问题，引入电压安全稳定约束，以与全网电压控制的电压偏差和控制成本为目标函数，建立了适应新能源并网的最优协调电压控制模型；在地区电压控制方面，针对新能源机组并网点无功不足的问题，提出了基于微分博弃理论的STATCOM动态无功补偿策略，克服了传统PI解耦控制中直流系统和交流系统的负交互作用，缩短了动态无功补偿后电压的镇定时间。针对目前海南电网AVC系统不能适应大规模新能源机组并网的情况，提出了基于混成电压控制的AVC控制方案。