基于Isard法的充电站服务范围划分与实时定价策略

充电站行业的快速发展使得市场竞争进一步加剧，精确的服务范围划分和合理有效的定价策略，是充电站运营商的竞争核心。经典服务范围模型往往忽视地区多主体之间的竞争影响，利用简单模型计算得到的服务范围过于规则圆形化，不符合市场分布规律。因此，提出基于可变范围场强的充电站服务范围模型，刻画充电站服务范围动态变化与电价之间的关系，优化计算得到实时定价策略。首先，对充电站竞争力进行量化评估，基于元电荷场强公式与Wilson模型建立了充电站服务范围场强模型，依据服务范围辨识充电站的市场边界；然后，基于充电站市场占比描述充电负荷与电价之间的需求关系，建立以功率偏差率与运营商利润率为目标的实时定价优化模型。最后，以长沙市某地区为例仿真计算，分析实时电价策略与充电站服务范围的关系。结果表明，所提方法能够有效减小实时功率偏差，同时为充电站运营商带来更多的利润。     

面向联合检修的电力信息物理系统输电线路脆弱相关性辨识

为减少用户停电时间,电力企业常采取“一停多用,联合检修”模式。然而,检修计划往往侧重于关注线路本身的运行状态,而缺乏对电网整体运行性能的考虑。在跨区联合检修中,由于多条线路陆续停电检修,系统的脆弱性可能被放大。电力信息物理系统之间的融合关系也可能加剧故障跨域传播的深度和广度。在协同破坏效应下,系统存在连锁故障及大停电的可能。为此,提出一种该场景下输电线路脆弱相关性的辨识方法。首先,对联合检修中的能量流动和信息传输过程建模,构建联合检修事故记录数据库。其次,挖掘数据库中存在脆弱相关性的线路组合,通过计算线路组合在诱发停电事故时的贡献度,实现脆弱相关性的量化。仿真结果表明：联合检修时,脆弱相关的线路组在物理层和信息层都表现出了协同破坏效应。所提方法能有效地辨识和量化线路组的脆弱相关性,为制定更加合理的联合检修计划、避免大停电事故的发生提供理论指导。     

面向降损场景的移动储能与网络重构协同优化策略

近年来，电网的节能降损工作受到广泛关注。随着灵活调节资源大规模接入配电网，充分挖掘灵活调节资源的降损潜力显得至关重要。提出一种面向降损场景的移动储能与网络重构两阶段协同优化策略：第一阶段，采用场景分析法刻画源荷不确定性，以综合网损最小为目标建立网络重构模型，并求解最优重构方案。由于配电网节点较多，为缩小搜索范围提升求解效率，提出一种网损灵敏度分析方法，并结合重构方案为移动储能预先筛选充放电节点集合。在第二阶段，以配电网网损及移动储能通行成本最小为目标函数，综合考虑移动储能的连接/通行状态约束、充放电功率/容量约束和电力网的功率平衡、潮流安全约束，构建交通网-电力网融合的移动储能充放电调度模型，并调用CPLEX求解器求解移动储能的通行及充放电功率调度方案。最后结合IEEE 33节点配电系统进行仿真分析，仿真结果表明有功网损降低552.17 kWh,降损幅度达31.9%,验证了所提策略的有效性。     

利用云储能租赁服务的风电场储能容量优化配置

云储能聚合了大量分布式储能与集中式储能的控制信息,风电场通过租赁云储能和自建实体储能可实现出力功率可控。为延长自建储能设备使用寿命,设计了功率分配策略。以自建储能设备全寿命周期成本、云储能租赁费用、弃风惩罚成本、缺电惩罚成本最小为目标函数,建立风电场自建储能与租赁云储能容量最优配置模型。仿真分析表明,不同的云储能租赁单价,将影响云储能利用和充放电结果,从而影响自建储能的最优配置容量。云储能租赁和自建实体储能的合理配置,具有良好有效的经济性和实用性。     

大机组降压运行对分区电网短路电流的影响

大机组降压运行是一种缓解区域电网输变电容量与负荷发展不平衡现象有效且经济的手段。然而,大机组降压运行在减小原电压层面电网系统短路阻抗的同时会增大拟接入电压层面电网母线的短路电流,使得低压侧短路电流超过断路器遮断容量,严重影响电网的安全运行。提出大机组降压运行短路电流变化分析方法及计算模型,研究短路电流变化与降压机组参数之间的数学关系,并应用于湖南省大机组降压运行方案选择中。仿真与工程应用表明,所提出的短路电流变化分析方法能准确且直观地反映大机组降压中短路电流的变化情况,为电网安全稳定经济运行提供保障。     

考虑省间交易与源荷互动协调的新能源消纳机制

为解决因新能源迅速发展和电网调峰能力不足所引发的新能源消纳问题,提出了一种考虑月度省间交易与源荷互动协调的新能源消纳优化模型。首先,从交易上报、出清、结算分摊3个角度,设计了用户参与新能源消纳的省间交易机制。其次,综合考虑电价因素与社会因素对用户需求响应能力的影响,提出一种考虑社会环境因素的用户需求响应模型。然后,精细化考虑电力用户的需求响应参与度、需求响应能力以及机组的出力限制等因素,提出一种促进新能源消纳的中长期源荷协同的双层优化模型。以某省电网为例进行分析,结果表明该模型可以有效提升新能源的消纳,实现电网公司、新能源厂商、用户的共同盈利。     

电转气消纳新能源与碳捕集电厂碳利用的协调优化

电转气技术作为一种新型能源转换和储存方式为可再生能源消纳提供了新的途径,电转气技术生成甲烷所需的CO_2可高效经济地取自碳捕集机组的捕集碳量。提出将电转气-碳捕集电厂作为整体系统,建立电转气-碳捕集电厂协调优化模型,以碳成本、燃料成本、弃风成本、电转气成本为目标,以碳捕集率、碳捕集电厂有功出力、电转气功率为决策变量。仿真结果表明,电转气-碳捕集电厂提高了风电消纳能力,减少了碳排放,提升了碳利用水平,降低了电转气运行成本。     

双碳量约束下风电–碳捕集虚拟电厂低碳经济调度

风电–碳捕集虚拟电厂由出力间歇且波动的风电机组和碳捕集机组聚合而成,可实现内部协同优化,整体参与电网调度。为更准确描述储液式碳捕集机组的捕集流程,将捕集系统正在处理的CO2量的传统单碳量形式,改进为再生塔正在处理的CO2量和吸收塔正在处理的CO2量的新型双碳量形式,并将其计入机组运行约束。以各时段内该虚拟电厂在电力市场与碳交易市场中的净收益最大化为目标,构建了日前–实时双阶段低碳经济调度模型。以日前调度结果作为虚拟电厂申报出力;在实时调度阶段,动态修正碳捕集机组的净输出功率,并辅以储能电池,以克服风电出力变化导致虚拟电厂实际出力偏离其申报值的难题。仿真结果表明,所提双碳量模型合理且正确。虚拟电厂联合运行模式可协调优化其内部各单元的出力安排与碳排放水平,使风电成为可调度资源,从而获得更高的运行收益;相较于虚拟电厂独立运行模式,可较大减少平衡出力偏差所需的储能电池配置容量,并能获得更显著的碳减排效益和更高的经济效益。同样条件下与传统单碳量模型相比,采用改进双碳量模型所需的储能电池配置容量将减少,且更经济和低碳。     

基于S变换暂态能量与方向的无整定配电网选线新方法

为了提高配电网单相接地故障时选线的准确性和可靠性,提出了一种基于S变换暂态能量与方向的无整定配电网选线新方法。通过S变换计算各条线路故障特征频率下的暂态能量参数与综合相角参数,利用欧氏距离算法融合二维信息得到每条线路的特征距离,比较实时特征样本的故障距离和健全距离大小实现基于无整定保护判别的配电网故障选线。仿真结果表明,该方法受故障位置、故障合闸角、故障电阻、网络结构等因素影响较小,且判据裕度较高。该方法相比单一判据方法更加适用于结构复杂的配电网系统,同时不必人为规定继电器的动作特性,即无需人为设定判别整定值,具有很高的选线准确性和鲁棒性。     

大机组降压经济性模型及分析方法

在规划大机组降压运行方案时需考虑方案的经济可行性,为此,提出大机组降压方案的经济性模型来评估方案的经济性。该方法分析了机组降压对分区电网供电能力的影响,研究了机组降压延后变电容量投资年限带来的经济效益及其影响线路和主变损耗造成的经济损失,建立实施机组降压节省投资费用和降压机组送出线路距离的数学模型。分析结果验证了大机组降压在工程经济性上的可行性,为大机组降压运行方案的经济性评估提供了有效指导。