基于主客观赋权法的综合能源系统效益评估方法

为进一步优化综合能源系统的评估与投资，提出一种基于主客观赋权法的综合能源系统经济综合效益评估方法。首先分析多能互补综合能源系统的经济收益特征与构成，确立评价指标选取原则，从经济、能效与低碳性、社会与技术性3个维度建立多层级评价指标；进一步，根据指标构成与评价需求，采用层次分析法-反熵权法这种主客观赋权法确定各层级指标权重，并基于归类量化和模糊算法进行指标的归一化处理；最后实现综合经济效益量化评估。算例结果表明，所提出的评价方法可实现客观地分析多能互补综合能源系统经济性、环境与低碳性、社会与技术性3个方面，使用18个4级指标的权重，可以直观、有效、全面多层次地评估多能互补综合能源系统的优劣性，可为综合能源系统建设与运行提供理论指导与决策支撑。     

基于图论及模糊评价的广域后备保护分区方法

针对广域后备保护分区原则进行论述,并综合各项指标要求进行区域划分。基于电网拓扑结构建立邻接矩阵,并根据建立的邻接矩阵最短路径搜索方法确定区域边界。以边界子站为起点,搜索确定下一中心站备选集合。结合图论搜索路径数据,采用模糊综合评价法确定中心站选址,并重复区域边界搜索过程直至区域划分完毕。该分区方法在满足故障可靠切除的前提下,有效降低了广域电网分区数目。实际系统算例验证了该分区方法的有效性。     

含热电联产机组的分布式能源集群动态划分方法

集群划分是实现分布式能源网络优化调控的基础环节。文中提出含热电联产机组的分布式能源网络集群划分方法。首先,提出综合考虑结构性与功能性的集群划分指标体系:结构上采用计及电热网络特性的模块度指标,用以刻画不同网络节点间的联系强度;功能上引入供需匹配度指标和热电耦合度指标,反映单一能源网络集群内部供应和实际需求间、源侧耦合出力和实际用能间的平衡程度。其次,依托集群划分指标体系设计电网和热网2个层面的优化目标作为集群划分的依据,采用Louvain社区检测算法生成以热电联产为中心的电热双重集群。最后,通过实际算例验证了所提方法的有效性。     

能效聚合体及其在陕西省的应用研究

针对陕西省部分区域既存在众多分布式能源企业,又聚集了大量工业用户的现状,结合虚拟电厂与能效电厂的技术优势和应用实践,提出将高载能企业与附近分布式电源集合而成为能效聚合体的新思路。首先系统地介绍了能效聚合体的概念和运作模式,并依据电力供需关系详细分析了能效聚合体在陕西电网应用的可行性,最后对陕南、陕北的2个典型区域进行了能效聚合体的方案设计和效益评估,证明了其具有良好的节能减排价值和经济效益。     

考虑居民热负荷主动需求响应的园区综合能源系统分布式优化运行方法

主动需求侧响应(active demand response,ADR)不仅可降低综合能源系统运行和投资费用，还可应用其灵活性更多地消纳清洁间歇性可再生能源和降低碳排放。为深度挖掘居民热负荷动态特性所蕴含的灵活性ADR资源以及考虑用户隐私需要，该文通过对其进行精细化建模，提出了一种可适用于多用户的园区综合能源系统分布式优化运行方法。首先，对居民热负荷ADR资源进行精细化状态空间建模；其次，以此为基础，建立考虑居民热用户ADR的园区综合能源系统优化运行模型；然后，考虑用户隐私保护需要，提出基于交替方向乘子法将系统整体大规模优化问题解耦为供给侧和需求侧子问题后实现分布式精确求解；最后，通过对含128户居民用户的典型园区综合能源系统算例进行分析，验证了该文方法的有效性。     

含分布式电源的配电网节点电价计算方法北大核心CSCD

节点电价作为重要的价格信号,对量化分布式电源的贡献和指导配电网的规划建设有着重要作用。以光伏为例,从分布式电源提高供电可靠性的角度出发,基于长期增量成本法提出了计及分布式电源的配电网节点电价计算方法。该方法以初始节点电价作为孤岛划分原则,并根据具体用户类型,采用序贯蒙特卡洛模拟法对负荷点可靠性指标和单位停电损失进行同步求解。针对经济寿命超过物理寿命的情况,对元件投资时间进行了修正,保证投资成本的有效回收。通过RBTS-BUS6系统算例分析表明,所得节点电价能够反映节点供电可靠性水平以及用户类型,基于节点电价的孤岛划分原则更能发挥分布式电源的作用,减少节点电价的同时平衡区域电网发展。     

区域综合能源系统的综合评估指标与方法

区域综合能源系统既为多元能源耦合利用提供了平台,又使得用户多样化的能源需求成为可能。首先分析了区域综合能源系统的结构与优势,考虑了区域综合能源系统内部能源之间的耦合关系,系统描述了不同环节中能量的转换、流通、分配及存储等情况。以配电系统为核心,耦合分布式能源、天然气、地热能、交通等多元能源系统,分别从能源环节、装置环节、配电网环节和用户环节提炼出具有普遍适应性的指标,进而对区域综合能源系统展开综合评估,并采用网络分析法(ANP)—反熵权等方法确定了指标的权重和评分函数,解决了指标之间含义交叉、互相影响导致权重计算失准的问题,并在实际算例中验证了方法的可行性,准确地评估中国区域综合能源系统的发展水平,并为中国区域综合能源系统的发展提供相应建议。     

含分布式电源的配电网节点电价计算方法

节点电价作为重要的价格信号,对量化分布式电源的贡献和指导配电网的规划建设有着重要作用。以光伏为例,从分布式电源提高供电可靠性的角度出发,基于长期增量成本法提出了计及分布式电源的配电网节点电价计算方法。该方法以初始节点电价作为孤岛划分原则,并根据具体用户类型,采用序贯蒙特卡洛模拟法对负荷点可靠性指标和单位停电损失进行同步求解。针对经济寿命超过物理寿命的情况,对元件投资时间进行了修正,保证投资成本的有效回收。通过RBTS-BUS6系统算例分析表明,所得节点电价能够反映节点供电可靠性水平以及用户类型,基于节点电价的孤岛划分原则更能发挥分布式电源的作用,减少节点电价的同时平衡区域电网发展。     

基于地理分区的综合能源园区用能特性评价模型及供能分区方法

随着能源互联网技术、分布式发电供能技术以及新能源交易方式的快速发展和广泛应用,综合能源服务在全球范围内发展迅速。综合能源园区（integrated energy park, IEP）作为综合能源服务的主战场日益受到关注。文章提出了基于地理分区的IEP用能特性评价模型及供能分区方法。首先,基于地理分区,对电、热、冷负荷用能信息进行分析,选取负荷的共性指标和个性指标。然后,将园区内各地块的各指标值合理量化,再采用结合熵权法的层次分析法求取各指标的权重,并将各指标值及其权重进行加权叠加以得到IEP内各地块电、热、冷负荷用能特性的共性和个性得分。最后,以各区域综合负荷分布最均匀为目标,通过电、热、冷负荷综合化、初选核心地块、初步分区和确定最终核心地块及分区,最终得到IEP最终的分区结果。采用某IEP进行算例分析,结果表明所提出的评价模型和分区方法具有较好的有效性和实用性。     

含分布式供能设备的综合能源系统规划评价

综合能源系统作为能源领域发展趋势,对其进行综合评估,在规划阶段进行方案优选,保证最大化能源利用效率以及供能系统安全稳定运行,具有至关重要的意义。本文从可靠性、经济性、环保性角度出发,以热电联供系统为例,综合考虑电网、热网特性建立了综合能源系统评价体系。鉴于评价指标量纲不同以及指标优劣的模糊性,采用模糊综合评价法对指标进行模糊变换,通过反熵权法确定权重,针对不同的用户供能设备配置方案,将评价矩阵转换为综合评分。通过算例验证了本文所提评价体系的可行性和有效性,并给出了不同设备的配置建议。结果表明,小型燃气锅炉不宜在热电联供系统中进行配置,分布式光伏和电热水锅炉可显著提升系统性能,并且提升的幅度存在边际效应。     

基于均衡理论的虚拟电厂市场参与模式及方法

随着化石能源的枯竭与其对环境的污染，分布式发电这种经济、环保、灵活的新型发电方式逐渐得到广泛的应用。但分布式电源大量并入电网将带来电能质量问题，影响电网安全稳定运行。虚拟电厂的出现有效解决了这些问题，它通过对分布式电源进行协调优化，减小了分布式电源并网对电网产生的冲击，提高了电网运行稳定性。然而目前虚拟电厂与主网之间的协调研究仍有待深入，因此提出了虚拟电厂与主网之间交互迭代的市场均衡方法，对虚拟电厂的出力与主网的电价迭代求解从而实现收敛。首先，对虚拟电厂的定义与内部主体进行分析，进而将虚拟电厂与主网之间的协调优化表述为两个层次之间的市场均衡问题，提出虚拟电厂与主网交互的双层模型，分别构建以自身成本最小化为目标，计及分布式能源运行约束与电网安全约束的虚拟电厂与主网数学模型，并采用迭代算法对模型进行求解。算例分析表明提出的市场均衡方法在考虑虚拟电厂对主网影响的同时能够有效降低虚拟电厂与主网协调的复杂程度，同时减小运行总成本，提升经济效益。     

客户侧分布式储能汇聚潜力评估方法

以配电网为背景，采用统计学方法研究多应用场景下储能出力特性，建立基于动态响应能力、功率支撑能力、容量支撑能量、有效汇聚时间、系统稳定性、系统故障率等因素的分布式储能汇聚潜力指数模型，为分布式储能参与节点汇聚提供出力顺序的评估方法。通过分析汇聚前本地负荷用电需求制定汇聚应用目标，通过统一调度引导分布式储能建立合理的功率输入/输出顺序，将无序、自主运行的分布式储能整合成接受统一调度的优良资源。     

考虑新能源消纳和网损的分布式光伏集群出力评估方法

为解决配网中分布式光伏渗透率持续升高引起的网损增加、功率倒送、电压越限等问题,在对分布式光伏进行集群划分的基础上,提出了一种综合考虑新能源消纳和网损的分布式光伏集群出力评估方法。首先,以基于电气距离的模块度指标和有功平衡度指标作为综合划分指标,利用遗传算法对配网中的分布式光伏进行集群划分;然后,在集群划分结果的基础上,考虑储能的调节作用及网络安全稳定约束,以包含网损成本和弃光成本的配电系统经济成本最低为优化目标,提出了分布式光伏集群出力评估方法;最后,通过在扬州某地实际41节点系统上进行仿真分析,证明了所提评估方法的可行性和有效性,所提评估方法可以根据调度中心的需求提供分布式光伏集群出力评估数据。     

考虑新能源消纳和网损的分布式光伏集群出力评估方法

为解决配网中分布式光伏渗透率持续升高引起的网损增加、功率倒送、电压越限等问题,在对分布式光伏进行集群划分的基础上,提出了一种综合考虑新能源消纳和网损的分布式光伏集群出力评估方法。首先,以基于电气距离的模块度指标和有功平衡度指标作为综合划分指标,利用遗传算法对配网中的分布式光伏进行集群划分;然后,在集群划分结果的基础上,考虑储能的调节作用及网络安全稳定约束,以包含网损成本和弃光成本的配电系统经济成本最低为优化目标,提出了分布式光伏集群出力评估方法;最后,通过在扬州某地实际41节点系统上进行仿真分析,证明了所提评估方法的可行性和有效性,所提评估方法可以根据调度中心的需求提供分布式光伏集群出力评估数据。     

虚拟电厂分布式资源的聚合响应能力评估方法

虚拟电厂将配电网中各类分散的资源聚合为一个整体,可以提升聚合资源的全局响应能力,同时也可以作为一个整体参与电力市场交易,提高资源的可调度性和运行经济性。目前有关研究中对于虚拟电厂聚合后的整体响应能力的评估并不全面,且缺少对指标权重的分析。本文首先建立了响应能力评价模型,提出包括响应时间、持续时间等更全面的评价指标。之后提出了虚拟电厂整体响应能力评估方法,将分布式资源独立响应能力作为约束,优化求解响应能力的多维量化指标,得到聚合资源后的整体响应能力,同时考虑聚合响应能力的不稳定性,求取指标权重并对响应能力进行评分。最后通过算例得出虚拟电厂24 h内响应能力曲线及评分,通过分析验证了所提方法的有效性。所提方法计算出的整体响应能力信息,可上报作为电网调控的依据,而且求得的响应能力评分可直观地评价聚合响应能力,有助于对虚拟电厂响应能力的分析与控制。     

基于虚拟变电站的配电网薄弱区域集群双层规划研究

位于配电网末端的偏远山区常常由于存在供电可靠性不足的问题而被视为配电网薄弱区域,为了提高此类地区的供电可靠性,引入虚拟变电站和集群规划的概念和方法,提出了一种基于虚拟变电站的分布式电源与储能双层选址定容规划模型。上层模型以集群效能指标最大为目标,从结构性和功能性两方面对配电网薄弱区域进行集群划分,规划结果为各集群的划分方案;下层模型以考虑用户损失费用的年综合费用最小为目标,在各集群内部建设虚拟变电站,规划结果是集群内分布式电源的接入位置及容量、储能装置的接入容量及功率;针对集群规划模型的特性,文章提出计及孤岛运行的用户停电损失费用计算方法,并以双层迭代的混合粒子群算法进行求解。算例部分以云南含分布式小水电的某典型场景为例,验证了所提模型的可行性和求解方法的有效性。     

基于虚拟变电站的配电网薄弱区域集群双层规划研究

位于配电网末端的偏远山区常常由于存在供电可靠性不足的问题而被视为配电网薄弱区域,为了提高此类地区的供电可靠性,引入虚拟变电站和集群规划的概念和方法,提出了一种基于虚拟变电站的分布式电源与储能双层选址定容规划模型。上层模型以集群效能指标最大为目标,从结构性和功能性两方面对配电网薄弱区域进行集群划分,规划结果为各集群的划分方案;下层模型以考虑用户损失费用的年综合费用最小为目标,在各集群内部建设虚拟变电站,规划结果是集群内分布式电源的接入位置及容量、储能装置的接入容量及功率;针对集群规划模型的特性,文章提出计及孤岛运行的用户停电损失费用计算方法,并以双层迭代的混合粒子群算法进行求解。算例部分以云南含分布式小水电的某典型场景为例,验证了所提模型的可行性和求解方法的有效性。     

Valuation of distributed energy resources in active distribution networks

In concert with the transformation of conventional passive power distribution system, distributed energy resources (DERs) have progressively become participants in the provision of electricity services in active distribution networks (ADNs). In this paper, we propose a systematic valuation process to quantify the value of DERs in the ADN context. The paper first provides comprehensive insights into the impacts of DERs on ADN and the society as a whole. Given the technological, locational, and temporal diversity of DERs, a two-part scheme is developed to value and compensate DER portfolios proposed by customers and independent third parties. In particular, DERs are valued for their benefits and costs in both short and long terms. An integrated resource planning model is formulated to quantify the value of a given DER portfolio to be installed, where bi-level optimization techniques are applied to coordinate decisions on ADN planning and operations. In order to determine the short-term operation benefits of the DER portfolio on a continuous basis, a retail market operation model is developed based on peer-to-peer energy transactions among prosumers, when the impacts of DERs on ADN operations are monetized by distribution locational marginal prices. It is finally concluded in the paper that the proposed valuation scheme will not only contribute to the proactive investment of DERs in ADN but also help enhance the role of DERs in offering affordable, reliable, resilient and sustainable electricity services to customers.     

Sensitivity-based locational marginal value calculations in distribution grids

Electric utilities are experiencing a rapid growth of distributed energy resource (DER) deployment in their distribution grids. DERs can result in operational challenges in distribution grids, while at the same time can be viable assets in helping electric utilities better plan and manage grid design, operation, and planning. The DER valuation becomes an extremely important factor in this situation to ensure that DERs are fairly and accurately valued for the services they provide. This paper investigates the idea of spatiotemporal valuation of DERs and develops a sensitivity-based locational marginal value (LMV) calculation method that can be solved without the need for solving the network power flow problem. Furthermore, the impact of cost allocation to various upgrades in the system on LMV calculation is investigated, with the goal of demonstrating the fairness of the proposed LMV calculation method. The proposed model is applied to a standard test system for evaluation and validation.     

Optimal Aggregation Approach for Virtual Power Plant Considering Network Reconfiguration

As an aggregator of distributed energy resources (DERs) such as distributed generator, energy storage, and load, the virtual power plant (VPP) enables these small DERs participating in system operation. One of the critical issues is how to aggregate DERs to form VPPs appropriately. To improve the controllability and reduce the operation cost of VPP, the complementary DERs with close electrical distances should be aggregated in the same VPP. In this paper, it is formulated as an optimal network partition model for minimizing the voltage deviation inside VPPs and the fluctuation of injection power at the point of common coupling (PCC). A new convex formulation of network reconfiguration strategy is incorporated in this approach which can guarantee the components of the same VPP connected and further improve the performance of VPPs. The proposed approach is cast as an instance of mixed-integer linear programming (MILP) and can be effectively solved. Moreover, a scenario reduction method is developed to reduce the computation burden based on the k-shape algorithm. Numerical tests on the 13-bus and 70-bus distribution networks justify the effectiveness of the proposed approach.