具有電轉氣裝置的電-氣混聯綜合能源系統的協同規劃

黃國日，劉偉佳，文福拴,2，董朝陽，鄭宇，張睿

(1.浙江大學電氣工程學院，杭州市 310027；2.文萊科技大學電機與電子工程系，文萊斯里巴加灣 BE1410；3.南方電網科學研究院，廣州市 510080)

具有電轉氣裝置的電-氣混聯綜合能源系統的協同規劃

黃國日1，劉偉佳1，文福拴1,2，董朝陽3，鄭宇3，張睿3

(1.浙江大學電氣工程學院，杭州市 310027；2.文萊科技大學電機與電子工程系，文萊斯里巴加灣 BE1410；3.南方電網科學研究院，廣州市 510080)

近年來隨著天然氣發電比重的不斷增加和電轉氣(power to gas，P2G)技術的逐步成熟，電力系統和天然氣系統的耦合程度隨之加深，只針對電力系統的規劃方法已經不能滿足電-氣混聯綜合能源系統的規劃和運行需求。在此背景下，考慮熱電聯產(combined heat and power，CHP)機組和電轉氣裝置，對電-氣混聯綜合能源系統的協同規劃問題做了些初步研究。首先，引入能源中心概念，其中能源載體可從某種形式轉換成其他形式，如熱電聯產機組，并對能源中心進行建模。在此基礎上，構建了包含能源中心和電轉氣裝置等的綜合能源系統的非線性模型并進行線性化處理。之后，以電-氣混聯綜合能源系統的投資成本、運行成本以及表征可靠性的能量短缺成本之和最小為規劃目標，采用基于通用代數建模系統(general algebraic modeling system，GAMS)平臺的CPLEX求解器對常規發電機組、熱電聯產機組、電轉氣廠站、燃氣鍋爐、輸電線路和天然氣管道的選址定容問題進行優化，并對規劃方案的可靠性以及電轉氣廠站消納間歇性可再生能源的效益進行評估。最后，用綜合能源模擬系統對所提出的方法做了說明。

綜合能源系統；協同規劃；能源中心；熱電聯產(CHP)；電轉氣(P2G)

0 引 言

與其他一次能源相比，天然氣具有效率高、清潔環保等優點。隨著天然氣開采技術的發展，天然氣的成本有所下降，在發電行業的滲透率趨于提高。到2035年被用于發電的天然氣總量預計可達 7 600 TW·h[1]?？梢灶A見，天然氣在未來的能源消費結構中會起到重要的作用。

在傳統的電力系統規劃與運行中，由于電力和天然氣系統的耦合性較低，通常不考慮天然氣供給可靠性對電力系統的影響。隨著近幾年來天然氣發電比重的增加，以及電轉氣(power to gas，P2G)技術的逐漸成熟并商業化運行，電力系統和天然氣系統的耦合程度明顯加深，已有一些學者[2-8]對電力系統和天然氣網絡的耦合模型進行了研究。文獻[2-5]提出了綜合能源系統中的能量流概念，并指出耦合模型中應該包括節點電壓和氣壓約束、功率平衡約束和輸氣管道潮流上下限約束等。文獻[6-8]分析了電力系統和天然氣系統日益加深的耦合對電力系統可靠性的影響。

考慮到電力系統和天然氣系統的耦合日益加深，且其能夠帶來經濟效益和可靠性提升[8]，電力系統和天然氣系統的協同規劃問題近年來受到了越來越多的關注。例如，澳大利亞在2009年合并了對天然氣系統和電力系統的監管，并成立了對這2個系統進行統一規劃與管理的國家能源市場運營機構 (Australian energy market operator，AEMO)。文獻[9]針對電力系統和天然氣系統融合程度不斷加深的趨勢，指出了應該開展“氣電協同規劃”，并綜述了這方面的研究現狀和面臨的機遇與挑戰。

熱電聯產(combined heat and power，CHP)機組具有高效、反應快、建設時間短等優點，成為了“氣電協同規劃”中得到越來越多關注的能源轉換設備之一[10]。文獻[11]針對城鎮能源分配網絡，對分布式CHP機組的分布和容量進行了優化。文獻[12]考慮了天然氣系統和電力系統的物理約束，提出了一個能夠對互聯的能源中心進行優化設計的方法框架，可對CHP機組、為用戶供熱的燃氣鍋爐等選址和定容。文獻[13]提出了能源中心的擴展規劃模型，用于優化輸電線路、燃氣鍋爐和CHP機組的選址和定容。

P2G技術的出現加強了氣電耦合且使電力系統和天然氣系統形成了閉環運行。簡言之，P2G技術就是通過電解H2O產生H2和O2，再將H2和CO2催化產生CH4。CH4是天然氣最重要的成分，P2G轉化的CH4可直接注入天然氣網絡進行運輸或存儲，此外P2G還有利于增強系統接納間歇性可再生能源發電出力的能力。不過，到目前為止，針對P2G的選址和定容方面的研究報道尚不多見。

針對“氣電協同規劃”方面的研究最近幾年才開始，尚有許多值得研究或進一步研究的問題[14-18]。在此背景下，本文研究具有電轉氣裝置的電-氣混聯綜合能源系統的協同規劃問題。首先對包括CHP機組的能源中心進行建模；接著，建立包含多個能源中心和P2G廠站的電-氣混聯綜合能源系統的非線性模型并進行線性化處理，進而構建具有線性潮流分布特征的綜合能源系統模型；然后，分析綜合能源系統的經濟性和可靠性指標，并對常規發電機組、CHP機組、P2G廠站、燃氣鍋爐、輸電線路和天然氣管道進行選址和定容，并評估P2G廠站消納風電所產生的經濟效益，采用基于通用代數建模系統(general algebraic modeling system，GAMS)平臺的CPLEX求解器對協同規劃模型進行求解；最后，采用包括9個能源中心的綜合能源算例測試系統對所構建的協同規劃模型進行說明。

1 P2G技術

前已述及，P2G技術指利用電能將H2O和CO2轉化為H2或CH4的過程，主要分為電轉H2和電轉CH42類[19]。考慮到天然氣網絡對H2的消納能力非常有限[20]，本文后面所論及的P2G均指可直接接入天然氣網絡的電轉CH4。

P2G的實現過程主要包括電解水和氫氣甲烷化2個步驟[21-22]，如圖1所示。第一步為采用電解H2O產生H2和O2；第二步為氫氣甲烷化，也被稱為Sabatier催化反應[20]，即利用第一步產生的H2在高溫加壓環境下與CO2發生化學反應，產生CH4和H2O。

圖1 P2G實現流程圖Fig.1 Implementation procedure of P2G

目前，P2G完整實現過程的綜合能量轉換效率為49%～65%[20]。如圖1所示， P2G廠站通過消納間歇性可再生能源的富余發電出力，一方面可平衡可再生能源發電出力的波動，另一方面實現能量從電力系統到天然氣系統的流動。同時，P2G廠站與燃氣機組(natural gas-fired plants，NGFP)或CHP機組把電力系統和天然氣系統連接成為閉環的電-氣混聯綜合能源系統，實現了能量的雙向流動，拓展了電力系統與天然氣系統在能源方面的協同利用。

2 能源中心與綜合能源系統建模

能源中心集成了電能、天然氣、熱能、燃油和生物質能等多種能源載體間的相互轉化、分配和存儲功能，可被視為多輸入、多輸出單元。其中，輸入端為能源供給方，輸出端為負荷需求方。假設輸入端有ζ種能源載體，輸出端有ξ種能源載體，則能源中心輸出端和輸入端的轉化關系可以表示為：

(1)

L=CP

(2)

式中：P和L分別表示能源中心輸入端和輸出端的能源載體在某時段的功率向量；C表示能源中心輸出端和輸入端的耦合矩陣，耦合系數cξζ由能源中心內部的各能源轉換器效率、調度系數和拓撲結構確定[10]，描述了能源中心輸入端的能源載體經能源中心轉換為輸出端的能源載體的穩態綜合轉換系數。

圖2為包含CHP機組的簡單能源中心的模型[13,23-24]。圖2展示了能源中心內部電能(e)、天然氣(g)和熱能(h)3種能源載體間的相互轉化和分配。

圖2 能源中心模型Fig.2 Energy center model

圖2中：Le和Lh分別為輸出端的電負荷和熱負荷；Pe和Pg分別為輸入端的電功率和天然氣功率；εe和εh分別表示由電負荷代替熱負荷和由熱負荷代替電負荷的功率；υ為天然氣調度系數，用于描述輸入的天然氣在CHP機組和燃氣鍋爐的分配比例。輸出端的電負荷由輸入端的電功率經變壓器轉化及CHP機組提供；輸出端的熱負荷由輸入端的天然氣經CHP機組和燃氣鍋爐轉化為熱能來提供。同時，考慮到部分熱負荷與電負荷具有一定程度的相互替代性，熱負荷較高時部分熱負荷可由電力代替，而電負荷較高時部分電負荷可由熱代替。由于在該簡單能源中心中沒有串聯的能源轉換器，能量流在能源中心內部只經過一個能源轉換器，這樣可直接構造能源中心輸入端和輸出端的耦合矩陣C[25]。該簡單能源中心的輸入端和輸出端的轉化關系可表示為

(3)

綜合能源系統可抽象為由多個能源中心、P2G廠站、常規發電機組和分布式可再生能源發電機組等經由能源網絡互相連接而成[12-13]。各個能源中心的能源輸入端在綜合能源系統中相當于負荷，能源載體通過能源網絡耦合矩陣在各個能源中心之間進行分配。這種建模方法也適用于對區域配電系統、微網等不同規模的能源系統進行建模[25]。本節對包含多個能源中心、常規發電機組、P2G廠站、風電機組的電-氣混聯綜合能源系統進行建模，如圖3所示。

圖3 綜合能源系統Fig.3 Integrated energy system

在圖3中，P2G廠站在電力系統中充當負荷，而在天然氣系統中則相當于氣源。假設在圖3所示的綜合能源系統中有N個能源中心、L條輸電線路、P條天然氣管道，根據節點功率平衡原則，可以用式(4)—(8)描述在穩態運行情況下電力和天然氣在各個能源中心之間的潮流分布情況。

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

3 協同規劃模型

3.1 目標函數

所提出的電-氣混聯綜合能源系統的協同規劃模型以規劃期內電-氣混聯綜合能源系統的投資成本、運行成本以及象征可靠性的能量短缺成本之和最小作為優化目標，如式(9)所示。

(9)

式中：ctotal表示規劃期內的總成本；T表示規劃年限；cinv(τ)、cop(τ)和cENS(τ)分別表示規劃期內第τ年的投資成本、運行成本和能量短缺成本；λ表示折現率。

3.1.1 投資成本

投資成本包括規劃期內新增常規發電機組、輸電線路、CHP機組、燃氣鍋爐、P2G廠站和天然氣管道的投資成本。規劃期內第τ年的投資成本的具體計算公式為：

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

3.1.2 運行成本

運行成本包括氣源點、風電、CHP機組、P2G廠站、常規發電機組和燃氣鍋爐的運行成本。規劃期內第τ年的運行成本的具體計算公式為：

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(23)

3.1.3 能量短缺成本

電-氣混聯綜合能源系統的能量短缺成本包括缺電成本和缺熱成本。對于規劃期內第τ年的能量短缺成本的具體計算公式為

(24)

3.2 約束條件

約束條件主要包括新設施安裝條件約束和物理運行約束2個方面。

3.2.1 安裝條件約束

在任一能源中心i、輸電線路j或天然氣管道k處新增設施時都要受安裝條件約束(假設規劃期內都最多只能新增1個設施)，可用式(25)—(30)表示。

(25)

(26)

(27)

(28)

(29)

(30)

3.2.2 電力系統運行約束

(1)常規發電機組出力約束：

(31)

(2)風電機組運行約束。風電機組出力與各時刻的平均風速和風機的輸出特性相關[26]。風電機組在任意時刻的最大輸出功率和風速的關系[27]可用式(32)—(35)表示：

(32)

(33)

(34)

(35)

(3)輸電網絡約束。輸電網絡約束包括節點功率平衡和輸電線路潮流上下限約束。當采用直流潮流法求解潮流時，節點電功率平衡約束、輸電線路有功功率和節點電壓相位之間的線性關系可由式(36)—(40)表示。式(36)左端為有功負荷，右端為有功輸入；式(37)和(38)分別表示原有和新增輸電線路傳輸的有功功率與節點電壓相位之間的關系；式(39)表示輸電線路傳輸的有功功率不超過其允許上限。

(36)

(37)

(38)

(39)

(40)

(4)備用容量約束。電力系統在任意時刻的備用容量約束可用式(41)表示：

(41)

3.2.3 天然氣系統約束

天然氣系統建模是一個非常復雜的非線性問題。 非線性的天然氣潮流約束常使得問題的可行域呈現非凸特性，難以求得全局最優解[13]。在短期優化調度時，需要精確評估天然氣系統參數，難以避免非線性。然而，對于長期規劃問題而言，非線性問題的存在會明顯增加問題的求解難度。為提高計算效率，在長期規劃問題中采用線性的天然氣系統模型而犧牲一定的模型精確性是值得的[13]。這里對非線性的天然氣系統運行模型做線性化處理。

(1)燃氣鍋爐運行約束。燃氣鍋爐的運行約束可用式(42)和(43)表示：

(42)

(43)

(2)氣源點出力約束。氣源點的出力約束可用式(44)表示：

(44)

(3)天然氣網絡約束。原有或新增的天然氣管道輸送容量約束可用式(45)表示：

(45)

能源中心的節點熱功率平衡約束可用式(46)表示：

(46)

3.2.4 綜合能源系統約束

綜合能源系統通過CHP機組和P2G廠站構成能量雙向流動的閉環系統，可以用式(4)—(8)表示穩態情況下電力和天然氣潮流約束。

(1)CHP機組運行約束。CHP機組的運行約束可用式(47)—(49)表示：

(47)

(48)

(49)

(2)P2G廠站出力約束。P2G廠站的出力約束可用式(50)表示：

(50)

(3)可靠性約束。為評估綜合能源系統的可靠性，引入允許切負荷量來表示可靠性指標。能源中心年度切電、切熱負荷量約束可分別用式(51)和式(52)描述：

(51)

(52)

3.3 模型求解方法及流程

基于上述目標函數和約束條件，電-氣混聯綜合能源系統的協同規劃數學模型可概括為

(53)

式中：f(x)表示目標函數；g(x)表示等式約束向量；h(x)表示不等式約束向量；hmax和hmin分別表示h(x)的上下限向量；x1表示決策變量中的連續變量向量；x2表示決策變量中的0-1變量向量。

式(53)所描述的是一個0-1型混合整數線性規劃問題，這里采用基于GAMS平臺的CPLEX12.3對問題進行求解。GAMS是一個數學規劃高級建模系統，結合自身高級的建模能力，通過調用高性能求解器 (如CPLEX，IPOPT，MINOS，MOSEK等)對大規模優化問題進行求解。具體求解流程如圖4所示。

圖4 綜合能源系統規劃模型的求解流程圖Fig.4 Flowchart of solving planning model for an integrated energy system

4 算例分析

對MATPOWER5.1的9節點測試系統進行改進，形成如圖5所示的9節點能源中心測試系統，來說明所提出的電-氣混聯綜合能源系統協同規劃模型。所構造的9節點能源中心測試系統包括3個常規發電機組、2個氣源點、1個風電場、4個燃氣鍋爐、9條輸電線路和9條天然氣管道，且每個能源中心的內部結構都與圖2類似，具體參數詳見附錄中的表A1—A6。給定規劃周期為10年，年均折現率為6%?？紤]規劃周期內負荷隨季節變化的影響，規劃期第1年夏季和冬季的電負荷和熱負荷的日負荷預測曲線變化趨勢分別如圖6和圖7所示，且給定規劃周期內電負荷和熱負荷的年均增長率分別為5%和2%。常規發電機組、CHP機組、P2G廠站、燃氣鍋爐、輸電線路和天然氣管道在各個能源中心或支路的候選容量等參數見附錄中的表A3—A8。

圖5 9節點綜合能源測試系統結構圖Fig.5 System configuration of 9-bus integrated energy test system

圖6 規劃期第1年能源中心夏季和冬季典型日的電負荷預測曲線Fig.6 Typical daily electric load prediction profile of energy center in summer and winter of the first planning year

圖7 規劃期第1年能源中心夏季和冬季典型日的熱負荷預測曲線Fig.7 Typical daily thermal load prediction profile of energy center in summer and winter of the first planning year

為說明所建立的電-氣混聯綜合能源系統協同規劃模型，下面針對4種情形進行分析。

情形1：電力系統和天然氣系統未通過P2G廠站和CHP機組形成閉環的能源系統，即電力系統和天然氣系統解耦規劃。

情形2：電力系統和天然氣系統通過CHP機組形成天然氣到電能的單向流動，形成單向電-氣混聯系統。

情形3：電力系統和天然氣系統通過P2G廠站形成電能到天然氣的單向流動，形成單向電-氣混聯系統。

情形4：電力系統和天然氣系統通過P2G廠站和CHP機組形成閉環的電-氣混聯系統。

下面介紹上述4種情形下的規劃結果并做具體分析。圖8展示了情形1下的規劃結果。在規劃期內新增常規發電機組和燃氣鍋爐以滿足電負荷和熱負荷的增長需要。圖8中括號中的數字表示相應的投資數額，如在規劃期第6年于能源中心3處投資6.852×106$的常規發電機組。

圖8 情形1的規劃結果Fig.8 Planning results in Case 1

圖9展示了情形2下的規劃結果。在規劃期的第4年分別于能源中心3和5處，以及第6年于能源中心7處投產CHP機組以滿足熱負荷和電力負荷的增長。在這種情況下，電負荷和熱負荷除了可以通過各自系統單獨供應，還可以通過CHP機組獲得。

圖9 情形2的規劃結果Fig.9 Planning results in Case 2

圖10展示了情形3下的規劃結果。由于熱負荷和電負荷的增長，需要在規劃期內新增P2G廠站、常規發電機組和燃氣鍋爐。電力系統富余電力通過P2G廠站轉化為天然氣，既能平衡間歇性可再生能源的發電出力波動，還可以把能量轉化為另一種形式的能源儲存起來。

圖10 情形3的規劃結果Fig.10 Planning results in Case 3

圖11展示了情形4下的規劃結果。在規劃期內的第1年在能源中心3處新增P2G廠站，在第4年和第5年分別于能源中心5和能源中心3、7處新增CHP機組。在電力系統和天然氣系統間實現了能量的雙向流動，既可以把電力系統中的富余電力轉化為天然氣儲存起來，也能夠把天然氣轉化為電力滿足電負荷需求。

圖11 情形4的規劃結果Fig.11 Planning results in Case 4

表1對上述4種情形下的規劃結果進行了對比。情形4的投資成本和運行成本比情形2高，說明P2G廠站增加了系統的投資成本和運行成本；不過，情形4的能量短缺成本比情形2低，說明P2G廠站可以提高系統可靠性。同時，P2G廠站可以消納風電，將富余電力轉化為天然氣，注入到天然氣系統中。情形2和情形4兩種情況下的風電消納能力如圖12所示。在情形2中，對于風電出力較大的深夜和凌晨 (23:00—06:00)，由于電力負荷低和系統運行約束，導致棄風；而在情形4中，由于存在P2G廠站，可將富余電力轉化為天然氣，消納風電，減少棄風情況的發生。若考慮到消納風電的經濟效益，情形4的總成本會更加接近甚至優于情形2。情形2或情形4在成本和可靠性方面都分別優于情形1或情形3，說明通過CHP機組實現電力系統和天然氣系統的耦合，不僅有利于減少成本，還能提高系統可靠性。情形1在成本和可靠性方面都優于情形3，說明僅通過P2G廠站實現電力系統和天然氣系統的耦合，在成本和可靠性方面沒有取得收益。情形4在運行成本和可靠性方面遠優于情形1，說明聯合采用P2G廠站和CHP機組實現電力系統和天然氣系統的閉環運行可以取得明顯的經濟效益。

表1 4種情形下的規劃結果比較
Table 1 Comparisons of planning results in four cases 106$

圖12 Case 2和Case 4的風電日出力曲線Fig.12 Wind power daily output curves in Case 2 and 4

5 結 語

本文首先將復雜的非線性電-氣混聯綜合能源系統模型線性化，構建了具有線性穩態潮流特征的綜合能源系統模型，在此基礎上提出了電-氣混聯綜合能源系統協同規劃模型。該協同規劃模型可在滿足電負荷和熱負荷需求的情況下，優化新增常規發電機組、輸電線路、CHP機組、燃氣鍋爐、P2G廠站和天然氣管道的選址和定容，以及評估規劃方案的經濟性和可靠性。針對所構造的9節點綜合能源測試系統，采用GAMS/CPLEX工具求解所建立的協同規劃模型，得到以下結果。

(1)CHP機組可實現電力系統和天然氣系統間的耦合，引入CHP機組有利于降低系統規劃的投資成本和運行成本，同時提高系統的可靠性。

(2)僅通過P2G廠站實現電力系統和天然氣系統的耦合，在當前的技術條件下難以取得經濟收益。聯合應用P2G廠站和CHP機組既有利于降低成本，也可以改善可靠性。

(3)P2G廠站可以消納風電出力，減少棄風，取得顯著的經濟效益。

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MAO Meiqin， SUN Shujuan， SU Jianhui.Economic analysis of a microgrid with wind/photovoltaic/storages and electric vehicles[J].Automation of Electric Power Systems，2011，35(14): 30-35.

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ZHAO Junhua，WEN Fushuan，XUE Yusheng，et al.Power system stochastic economic dispatch considering uncertain outputs from plug-in electric vehicles and wind generators[J].Automation of Electric Power Systems，2010，34(20): 22-29.

(編輯 景賀峰)

附錄A

表A1 氣源點參數
Table A1 Parameters of gas suppliers

Collaborative Planning of Integrated Electricity and Natural Gas Energy Systems with Power-to-Gas Stations

HUANG Guori1，LIU Weijia1，WEN Fushuan1,2，DONG Zhaoyang3，ZHENG Yu3，ZHANG Rui3

(1.School of Electrical Engineering，Zhejiang University，Hangzhou 310027，China；2.Department of Electrical and Electronic Engineering，Universiti Teknologi Brunei，Bandar Seri Begawan BE1410，Brunei；3.Electric Power Research Institute of China Southern Power Gird，Guangzhou 510080，China)

The increasing penetration of natural gas power generation and ever-developing power to gas (P2G) technology in recent years have promoted the coupling between the power system and the natural gas system than ever before.This coupling has introduced new challenges to the planning of integrated electricity and natural gas energy systems, as the existing power system planning models normally overlook the impacts of natural gas or other energy systems.Given this background, this paper studies the collaborative planning of integrated energy systems with combined heat and power (CHP) plants and P2G stations.First, the energy center concept is introduced and modeled, and in an energy center various kinds of energy conversion such as CHP can be carried out.A nonlinear model for an integrated energy system with multiple interconnected energy centers and P2G stations is next presented and linearized.Then, this paper takes the minimum overall cost as planning objectives including investment cost, operation cost and energy shortage cost characterizing the reliability of integrated energy systems, optimizes the location sizing problems of traditional generating units, CHP plants, P2G stations, gas-fired boilers, transmission lines and natural gas pipelines with using general algebraic modeling system(GAMS) -based CPLEX solver, and evaluates the reliability of the planning scheme and the benefit generated by P2G stations in promoting the capability of accommodating intermittent renewable energy.Finally, the effectiveness of the proposed collaborative planning model is demonstrated by a sample integrated energy system.

integrated energy systems; collaborative planning; energy center; combined heat and power (CHP); power to gas (P2G)

表A2 風電機組參數Table A2 Parameters of the wind turbine unit

表A3 現有和候選常規發電機組參數Table A3 Parameters of the existing and candidate generating units

表A4 現有和候選燃氣鍋爐參數Table A4 Parameters of the existing and candidate gas-fired boilers

表A5 現有和候選輸電線路參數Table A5 Parameters of the existing and candidate transmission lines

表A6 現有和候選天然氣管道參數Table A6 Parameters of the existing and candidate natural gas pipelines

表A7 候選CHP機組參數Table A7 Parameters of candidate CHP units

表A8 候選P2G廠站參數Table A8 Parameters of candidate P2G stations

國家重點基礎研究發展計劃項目(973項目)(2013CB228202)；國家自然科學基金項目(51477151，51361130152)；南方電網公司科技項目 (WYKJ00000027)

Project supported by the National Basic Research Program of China (973 Program) (2013CB228202); National Natural Science Foundation of China (51477151，51361130152)

TM 715

A

1000-7229(2016)09-0001-13

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.09.001

2016-05-01

黃國日(1990)，男，碩士研究生，主要從事電動汽車與能源互聯網方面的研究工作；

劉偉佳(1989)，男，博士，主要從事電力系統恢復和智能電網方面的研究工作；

文福拴(1965)，男，博士，教授，博士生導師，主要從事電力系統故障診斷與系統恢復、電力經濟與電力市場、智能電網與電動汽車等方面的研究工作；

董朝陽(1971)，男，“千人計劃”特聘專家，講座教授，主要從事電力系統安全性、電力系統規劃與管理、電力市場仿真與風險管理、數據挖掘等方面的研究工作；

鄭宇(1986)，男，博士，工程師，主要從事智能配電網規劃與運行研究工作；

張睿(1983)，女，博士，副研究員，主要從事電力系統穩定性分析及控制、數據挖掘、智能電網和能源互聯網研究工作。