甘肃电网AGC应用分析

随着电力体制改革的深入发展,西北电网跨省、跨区域电力市场的逐步建立,从2007年1月1日起,西北电网开始实施跨省联络线考核及跨省区电力电量交易。甘肃省调积极与西北其他省区开展短期电力电量交易,同时通过AGC控制网内水、火电机组,调整跨省联络线潮流按计划运行。甘肃省在CC2000调度自动化系统EMS基础上实现AGC功能。随着计算机控制技术与通信、自动化技术的飞速发展,     

基于配额制的西北可再生能源跨区跨省电力交易经济性评价

预测了西北5省(区)非水电可再生能源的配额量和交易量,建立了配额制下可再生能源电力跨区、跨省交易经济性评价模型和方法,分析了新疆、甘肃和青海等西北可再生能源主要基地跨区、跨省交易送出的主要目标市场,提出了争取可再生能源电力输电补贴、水电比重偏大省份可再生能源发电企业的结算价格采用本省平均购电价格等政策建议。     

基于跨省发电权交易的“疆电外送”交易模式研究

新疆与西北联网后,其电力外送交易模式将是亟需研究的关键问题。基于西北电力市场跨省跨区交易现状,从资源配置效率及利益调整角度,对新疆与西北主网750 kV线路联网初期新疆电力外送交易模式的选择问题展开研究,提出在西北现有交易规则基础上,通过开展跨省发电权交易以促进新疆电力外送的电力交易过渡模式。并利用一般均衡分析,证明该模式可实现市场成员福利的帕累托改进及西北电力市场效率的提高。最后,针对远期“疆电外送”交易模式的选择进行初步的探讨。     

基于点费率的跨省区输电定价机制

合理的跨省区输电定价机制是实现跨省区电力交易公平竞争、资源在更大范围内优化配置的前提。针对中国跨省区输电定价机制存在的问题,从成本分摊和输电价格结构角度,提出一种基于“点费率”的跨省区输电定价方法。该方法通过电气源流分析计算各省级电网对跨省区联络线的使用程度,按照使用程度分摊跨省区输电成本,实现成本分摊的合理性。同时,从价格结构角度,通过设计合理的跨省区输电价格,使跨省区输电费不阻碍省间交易,有利于促进资源在区域范围内最优化。通过IEEE14节点算例验证了所提方法的有效性。     

基于点费率的跨省区输电定价机制

合理的跨省区输电定价机制是实现跨省区电力交易公平竞争、资源在更大范围内优化配置的前提。针对中国跨省区输电定价机制存在的问题,从成本分摊和输电价格结构角度,提出一种基于“点费率”的跨省区输电定价方法。该方法通过电气源流分析计算各省级电网对跨省区联络线的使用程度,按照使用程度分摊跨省区输电成本,实现成本分摊的合理性。同时,从价格结构角度,通过设计合理的跨省区输电价格,使跨省区输电费不阻碍省间交易,有利于促进资源在区域范围内最优化。通过IEEE14节点算例验证了所提方法的有效性。     

西北电网:以电力交易推动资源优化配置

2007年,西北电网完成跨区跨省交易电量81.83亿千瓦时,其中跨区交易电量30.06亿千瓦时,完成计划的107.36%;跨省交易电量51.77亿千瓦时,完成计划的129.43%。跨区跨省交易电量均创历史最高水平。今年1～2月,在我国南方遭受冰雪灾害、电煤供应紧张的情况下,西北电网充分发挥市场调剂作用,组织区域内电量富余省份外送电力,特别是在陕     

跨区跨省交易管控指标及其平台技术

随着中国特高压电网的建设,跨区域互联大电网的格局逐渐形成,物理上电网的互联为电力的远距离供需互济提供了载体,将由传统的区内与省内的本地平衡发展为跨区域全网范围的总体平衡。为有效发挥大电网下的全局优化作用,实现全网资源的优化配置、减少能源损耗、降低购电成本等目标,提出了支撑智能电网的跨区跨省交易管控技术,基于供应链方法、集团管控理论、风险管理理论和成本管理理论对全网关键物理特性与经济特性进行分析,构建了跨区跨省交易管控的指标体系,并形成交易事前的空间管控、交易事中的过程管控、交易执行管控和交易事后评价的管控流程,最终通过建立管控平台,实现管控技术应用。经平台验证,该方法可通过数据流、信息流、电能流的全过程分析,及时监控跨区跨省交易的进行状态,并通过优化交易路径,交易风险识别,降低交易运营成本,保障电力交易的合理、合规开展,促进电力交易的快速决策、精准决策与智能决策。     

宁夏电网外送电量突破百亿千瓦时

截至2011年5月31日,宁夏电网外送电量已突破10TW·h,有效地缓解了部分缺电省区电力供需紧张形势。今年以来,宁夏电力公司积极落实国家电网公司确定的年度输电计划及跨区、跨省电能交易合同要求,积极借助西     

疆电与河西风电外送对西北电网网损影响

新疆与西北750 kV联网工程、甘肃千万kW级风电一期外送工程建成投运以及直流外送能力的大幅提升,对西北电网跨区跨省交易网损分摊机制提出了新的要求。对国内外电力市场及西北电网的网损分摊机制进行了归纳研究;计算分析了新疆电力外送及河西风电大规模上网对西北电网网损的影响;定义了交易功率的额外平均网损系数,验证了此系数应用于转运网损分摊的合理性;对西北电网网损管理在疆电与河西风电外送情况下面临的新问题提出了有益的补充办法。     

全国联网渐显雏形 电网发展滞后矛盾缓解

我国目前已形成华北、东北、华东、华中、西北、南方电网共六个跨省区电网以及海南、新疆、西藏三个独立省网、500千伏线路已成为各大电力系统的骨架和跨省、跨地区的联络线，电网发展滞后的矛盾基本得到缓解。     

加拿大魁北克省电网对湖北电网的启示

对魁北克电网进行了简要介绍,结合湖北电网实际,介绍大容量长距离输电、负荷高密集区供电给电网带来的电压无功及稳定问题、“8·14”北美大停电事故教训等,提出了借鉴的经验和对策。     

法国电网电能质量承诺和电能质量评估

介绍法国电网的电能质量承诺,包括输电运营商（TSO）的质量承诺和配电运营商（DSO）的质量承诺。TSO和DS0在作出电能质量承诺的同时,还利用入网规则以协议的方式来考虑和限制每个客户的负荷和分布式电源对电能质量的影响。这些协议的实施表明,只有遵守承诺,加上电网运营商与用户双方共同作出努力,才能获得全面良好的电能质量。对于电网干扰评估,建议使用基波潮流计算与多相谐波注入相结合的方法。这个方法利用很短的计算时间就能对非线性负荷建模情形给出可接受的结果。所提议的频域方法的要点在于,将每个谐波源逐一地同时作为扰动源和受扰者来考察,以便计及扰动源之间的相互作用。研发了一个即插即用的HVDC组件并将其用在文章最后部分实例研究中。     

青藏联网后电力交易有关问题探讨

介绍了西藏电网运营的技术属性和经济属性,以及青海海西光伏并网现状和发展情况,从促进可再生能源发展、保障西藏电力供应出发,提出了海西富余光伏直送西藏等4种交易方案,设计了相应的交易价格机制,并从技术、经济角度对相关问题进行了探讨。     

格式网模式的风光储集电网规模优化方法

风光储发电系统的特点是集电网支路接入电源数量多,放射状和链状集电网的分支线路首端发生故障,导致大量电能损失。为了提高风光储发电系统的可靠性,提出采用格式网模式的配电网构建风光储集电系统,在此基础上,建立了考虑电量效益和电缆成本约束的集电网规模优化模型,以及基于遗传算法理论的格式网集电网规模优化算法,研究了格式网模式的风光储集电网的集电规模及电量效益等问题。通过研究和算例分析,证明了格式网模式的集电网汇集的优势,以及优化模型及算法的有效性。     

山西电网规划中应研究的几个问题

阐述了复杂多变的外部环境、规划设计力量的消弱、电网安全考核的严格,对现阶段电网规划工作提出了新的挑战,在分析电网规划、建设中存在的各级电网发展不协调、电网枢纽点短路电流超标严重等问题的基础上,围绕电网中长期规划工作的原则、思路和保障措施提出提高规划方案适应性和可操作性的建议。     

区域电网互联对广东电网暂态稳定性的影响分析

广东电网是南方五省区电网中最大的受端电网,通过交直流混合联网接受区外电力,但交流系统故障和直流系统故障严重威胁其安全稳定运行。电网交流互联对原电网的暂态稳定特性有很大影响,文中以南方电网中长期规划提出的电力流方案和主网架方案为基础,通过仿真研究了3种区域电网互联方案对广东电网暂态稳定性的影响。结果表明受端电网交流互联,而送受端电网异步运行的两广同步网方案能最大限度地提高广东电网的暂态稳定性。     

STATCOM接入泰州电网仿真分析

文中介绍了静止无功发电器（STATCOM）的工作原理,以泰州地区220 kV电网为模型,结合理论分析和MATLAB软件辅助仿真的方法,分析了泰州电网的运行情况,设计了泰州地区220 kV电网STATCOM接入点及接入容量方案,仿真验证了STATCOM对220 kV电网潮流的改善能力及对220 kV母线电压的支撑能力.     

关于青海电网核电站发展的初步探讨

根据2007年国务院通过的《核电中长期发展规划》,到2020年投入运行的核电装机容量达4.5×109?kW（届时约占全国总装机容量的4%）,在建核电装机容量达1.2×109?kW。为实现这一发展目标,发展内陆核电势在必行。对青海核电建设的必要性论述及对我国目前内陆核电厂址选择条件结合青海实情,并借鉴欧洲国家内陆核电建设成功的先进经验,为内陆核电在青海省的突破和可持续发展创造有利条件。     

浅谈通过城网建设和改造提高西宁城网供电可靠性

通过对西宁城网结构、设备运行及现状分析,研究探讨西宁城网存在的问题,从城网建设和改造方面提出解决措施,以提高西宁城网供电可靠性。     

上海电网2000、2001年主网安全分析

对2000年、2001年夏季和冬季用电高峰时上海电网的潮流分析(包括全网N-1可靠性、220 kV中心站进出线N-2可靠性)、主接线安全性以及暂态稳定(主要包括区外故障、500 kV变电站、220 kV重要变电站双母故障以及220 kV同杆双回线故障)进行了详细评价,在此基础上提出了提高上海电网安全运行的措施和建议.