基于风光互补发电系统的压缩空气混合储能系统容量优化

压缩空气储能系统可以有效减少因风能和太阳能随机性造成的弃风弃光现象,但其动态响应时间长,且存储规模配置不合理会影响其发展。为此首先提出液流电池与压缩空气储能组成混合储能系统解决并网型风光互补发电系统输出波动不稳定的问题;其次基于典型小时负荷、风力机发电功率和光伏发电功率,针对不同场景,以系统最大收益为目标函数,利用猫群算法优化压缩空气储能系统的容量配置;最后分析压缩空气储能系统的额定容量与额定功率对系统最大收益的影响,验证算法可靠性。结果表明,基于风力机与光伏系统的装机功率分别为20 MW和3.42 MW的场景,压缩空气储能系统容量配置为4 MW和46.5 MW∙h时,其经济性最佳,每周可节约购电成本183688.24元,周最大收益为30543.86元。

压缩空气储能地下储气库热力学改进模型研究

【目的】明晰地下储气库的热力学过程是压缩空气储能(compressed air energy storage,CAES)电站安全设计与运行调度的重要基础。【方法】现有地下储气库热力学模型在计算热量交换时,存在高压储气阶段热损失偏大和低压储气库阶段补热过多的不足。本文在全面分析地下储气库热力学模型理论基础合理性的前提下,先分析储气库热量计算偏差的形成根源;再提出改进模型。【结果】研究结果表明:现有的热力学计算解析模型忽略了CAES地下储气库在运行过程中温度分布的不均匀性,这种温度分布的不均匀导致储气室洞壁与压缩空气之间的对流换热模型失真,导致温度计算结果偏差大。考虑混合对流换热的改进模型二可以较好地解决储气阶段温度计算结果与真实结果之间偏差过大的问题。算例分析证明了改进模型二的合理性。【结论】本文的改进模型二可为CAES地下储气库容积优化设计与效率分析提供计算依据。

非补燃式地下含水层压缩空气储能地质研究及发展前景

非补燃式地下含水层压缩空气储能是借助于自身的储热特点和区域地质优势将过剩电力转换存储的新型储能方式,间接的解决了能源浪费问题,成为现今能源储备方向的热题。通过现有的压缩空气储能成功案例和正在建设项目工程,对非补燃式地下含水层压缩空气储能(CAESA)原理和未来发展前景进行简易介绍,对储气库选址工作中所需的地质条件和经济效益以及安全性等3重因素进行详细阐述。储层的地质条件包括储层地质完整性、含水储层渗透性、盖层密封性及储层稳定性4个方面,经济效益着重工程地质选址成本、工程建设成本及运营维护成本等,其中选址环节利用现有各项资料能节省部分项目支出。项目安全性旨在建设期地下工程喷井等安全事故及运行期内固井和井筒腐蚀性等可能存在的安全隐患分析。结合国内地理优势、城市经济及油气田的分布等,针对性研究含水储层对空气压缩储能的发展有重大的实际性意义。

浅谈相变储能技术及其在风力发电系统中的应用

相变储能技术是近年来风电领域的新兴研究热点,与其他储能技术相比,在具体应用中能够更好地利用波动的风能,具有成本低、运营效率高、灵活性强且规模大等优势,有能力平衡能源供需之间的不匹配,同时提高能源系统的效率和可靠性。简要概述了相变储能技术,介绍了国内外关于该技术应用于风电系统的研究与实践,指出了当前的不足,需要进行更深的研究与亟待解决的问题,并展望了发展前景。

计及风—负荷不确定性的风—氢微网容量优化

为解决独立微网系统容量配置的可靠性与经济性问题,提出一种基于多场景技术的风-氢微网系统容量优化配置方法。由氢储系统模型、风机模型构建独立风-氢耦合微网系统模型,考虑风电、负荷不确定性的影响,采用基于拉丁超立方抽样的场景生成法和K-mediods聚类法得到若干不同权重的典型风电、负荷场景,以系统月综合投资运行费用最小为优化目标,依据制定的运行策略及系统约束条件,利用二进制自适应粒子群算法求解系统的最优容量配置。根据某地区历史数据进行仿真对比分析,结果验证了经济优化模型的合理性和有效性,且表明基于场景法的配置结果在保证经济性的同时具有较强的鲁棒性。

风光互补的压缩空气储能与发电一体化系统特性分析

提出一种新型的风光互补的储能与发电一体化系统,该系统互补利用风能与太阳能,并通过压缩空气储能系统改善其不稳定性与间歇性,实现储能与发电等多功能集成;基于热效率、火用效率及储能效率3种评价准则,全面分析系统的热力特性和储能特性,揭示透平进口压力和初温、压气机和透平效率对系统性能的影响规律;分析比较了系统采用等容储气罐和等压储气罐对性能的影响,指出利用等压储气罐能有效提高系统热力性能和储能性能。研究结果为可再生能源的规模化发展以及大规模储能的发展提供了参考。

储能技术在风力发电系统中的应用

阐述了储能技术的原理和特点,具体介绍了飞轮储能、超导储能、蓄电池储能和超级电容器储能在风力发电系统中的应用;分析了各种储能技术的优缺点和应用前景;指出了混合式储能技术是最可行的方案;介绍了功率转化系统的结构特点和最优化控制技术的进展。

基于风储经济调度的储能容量优化配置

大容量储能系统理论上可抑制风电出力波动,但其经济性不足成为实践应用的巨大瓶颈。文章从含储能的风电系统优化经济调度角度出发,以含风储的电力系统总成本最小为目标,主要考虑了因储能补偿风电功率预测误差而减小的火电旋转备用容量折算成本、因储能补偿平抑风电出力波动而减小的火电旋转备用容量折算成本,储能补偿风电场弃风成本,储能补偿火电排污和环境治理成本,以联合提高风电预测精度和平抑风电波动满足国网规定标准为约束,构建含风储的电力系统优化经济调度数学模型,采用遗传算法针对新疆某含风电的地区电网加装储能进行了储能容量优化配置。仿真结果表明,所提储能容量配置占风电场装机容量的9.60%,经济性较好,方法有效可行,具有较好的应用前景。

用于直驱式风力发电的复合储能系统

风力发电输出功率具有波动性和间歇性的特点,这将对电网的电能质量产生较大的影响。文中提出采用超级电容器和蓄电池复合储能系统来实现快速吞吐有功功率,平抑风电的功率波动,并发挥超级电容器和蓄电池在技术性能上所具有的互补优势,提高系统的经济性能和技术性能;建立了复合储能系统的数学模型,以及基于复合储能的直驱式风力发电系统的仿真平台及控制策略,进行仿真研究,验证了采用方法的正确性和有效性。

风电功率特性分析及其不确定性解决方案

风力发电对电力系统的不利影响主要源自风电自身功率的随机性,风电并网问题的关键在于如何解决风电功率的不确定性.为此,需要首先对风电的波动特性进行深入分析,然后针对主要矛盾方能提出合理的解决方案.采用频域分析法对风电功率的波动特性进行详细分析,明确风电功率变化的频域分布.介绍风电功率预测和储能技术用于解决风电功率不确定性的应用,并根据频域分析结果给出储能技术选择的原则.风电功率预测与储能技术能够从根本上解决风电功率的不确定性,为风电等不确定性电源并网问题提供新思路.

基于蓄热式电锅炉电-热时移特性的弃风消纳方案经济性分析

针对我国“三北”地区冬季供暖期弃风量巨大的问题,本文在分析蓄热式电锅炉电-热时移特性的基础上,考虑供暖期风电弃风特性及其与负荷的相关性,以及供热面积、弃风电量和供热电价等因素,提出了基于蓄热式电锅炉和蓄热式电锅炉-热电联产的2种风电供热组合方案;从用户侧角度,建立了考虑社会综合收益的弃风消纳组合供热方案模型。计算结果表明,本文方案能够在低谷时段消纳更多弃风,随着风电供热成本的降低,本文2种方案的经济性均优于常规供热方案,而低谷电价降低程度的不同会改变本文方案的择优采用结果。

考虑飞轮储能的风电场有功功率平滑控制

在风电场增设飞轮储能装置可以有效地平抑风电场的功率波动,提高电网的风电接纳能力。本文采用在风电场出口母线处接入飞轮储能装置,通过分析风电系统和飞轮储能装置的特性,提出了一种基于瞬时功率理论的有功功率平滑控制策略。在传统低通滤波器的基础上,增加高通滤波器,对网侧有功功率的快速扰动成分进行处理,最终通过低通、高通滤波器来获得飞轮装置的补偿功率,达到对网侧有功功率波动进行抑制的目的。最后利用Matlab/Simulink进行仿真验证,仿真结果表明,文中的控制策略可以较好地实现电网侧有功功率的平滑控制,减小有功功率波动。

鄱阳湖区风能资源储量及分布研究

利用鄱阳湖区4种观测站的风资料,计算了鄱阳湖区的平均风功率密度、有效小时数、年平均风功率密度、风能总储量及技术可开发量,评价了风能资源分布特征。并根据分析结果规划出了风能开发最佳期及较佳期。研究结果表明:鄱阳湖区风能资源丰富,技术可开发量约为210万kW。受狭管地形作用,该区域风向稳定,风能资源品质较优。为了给风电场的微观选址及中长期发展规划提出科学的依据,应进一步加大对风能普查及详查工作的投入;为了进行精细化风能资源测量,摸清风电场的场址分布、资源储量及装机容量,应在鄱阳湖区尤其在浅滩设置更多风能资源测量点。

压缩空气储能系统设计及其热力学分析

压缩空气储能技术具有提升风能与太阳能等可再生资源电能质量的潜力,通过此项技术实现间歇性与不稳定性可再生电力的有效储存,进而在电网负荷高峰期以优质电力的形式稳定输出。结合热力学分析方法设计了储能功率56.58 MW,释能输出功率154.76 MW的压缩空气储能系统。在释能阶段透平机组配置上,参照GE 9171E燃机布置第二级透平入口参数,并以其812.41 K高温烟气余热提供第一级透平工质所需全部热量,无需为第一级透平配备专门燃烧器。在此思路下设计的压缩空气储能系统,热耗可降低至3783.96 kJ/(kW·h),储能系统的能量转换效率也高达56.11%。

储能技术在抑制风电场功率波动方面的研究综述

风电受自然条件的约束很大,由于风力的不可调节导致风电出力存在很大的随机性。随着风电装机容量的持续增加,电网不得不面对大规模风电渗透和不断提高的电网运行水平的考验,而储能技术的应用是解决这个困局的有效方法之一。介绍了各种类型的储能技术及其发展状况,针对储能技术抑制风电场出力波动,对提高电网对风电接纳能力方面的研究进行了深入的调研和总结归纳。

基于粒子群优化的风储配合控制策略研究

提出一种基于粒子群参数优化(PSO)的有功功率控制方案,根据某50 MW风场的实际数据,在不同优化目标下应用粒子群算法对风电场储能的功率与容量进行优化,并应用本控制策略对优化后的风电场进行仿真。结果表明,该策略能在相对较小的储能功率与容量的情况下降低风场功率波动,使风场达到并网标准,同时保证电池能量控制在一定的安全范围内。

基于STAR-CCM+多边形网格的垂直轴风机的仿真分析

目前主流的风力发电机以水平轴式为主,除此以外还存在一种垂直轴风机,其与水平轴相比在某些方面有着一定的优势,然而垂直轴风机领域的研究还较少,技术及理论都不够成熟,使得垂直轴风机一直得不到较好的应用。为了得到一种更具实用价值的垂直轴风力发电机,本文以传统的H型垂直轴风机为基础进行改进,添加了辅助电机和电磁锁等结构,解决了H型垂直轴风机的自启问题。同时,为了将风机的发电功率最大化,需要得到风机在各风速工况下的最佳转速,使用STAR-CCM+的多边形网格,并引入k-ε湍流模型进行垂直轴风力发电机流场仿真模拟。通过改变环境风速和风机转速,对比不同工况下的发电功率,找到各环境风速下的最佳的风机转速。仿真结果表明,当风机转速是当前环境风速的2.5倍时,风机的发电功率最大。

AA-CAES系统储能过程运行策略分析

提出滑压运行、定压运行和定．滑运行3种储能过程运行策略，采用热力学方法建立系统模型并对比分析3种运行方式的特点。计算结果表明，在给定的设计参数下，滑压运行方式储能效率最高，定压运行方式储能密度最大；调整储气室压力变化范围可提高储能效率，在给定的储气室压力范围内，对于滑压、定压、定．滑运行3种方式储能效率可分别提升21．34％、21．93％、22．17％；压气机效率下降系数对3种运行方式的储能效率有不同影响，随着效率下降系数的提高，滑压和定．滑运行方式的储能效率下降，且定一滑运行方式效率下降更快，而定压运行方式储能效率维持不变，因此，在实际运行中需根据压气机特性确定合适的运行方式。

基于变效率压气机的CAES系统性能分析

为准确的研究压气机效率对压缩空气储能系统的影响,在传统储能系统的基础上,考虑压气机效率的变化,将压气机效率恒定的储能模型变为效率随压比变化的储能模型。通过拟合压气机性能曲线得到压气机的效率公式,并在此基础上采用热力性能仿真计算的方法,对比分析变压比模型和恒压比模型。结果表明:恒压比模型结构配置相对简单,在相同储气条件下压缩耗功更少,储能效率更高;对两种压气机机组模型均存在压缩效率最高的最佳储气压比。

针对风电场群的储能系统优化配置方法研究

为克服风力发电的波动性,同时考虑风电场汇聚后的平滑效应,以风电场群为研究对象,提出了一套完整的储能系统优化配置方法。首先,利用灰色Verhulst模型对风功率进行预测,并对比分析了单个风电场与风电场群对预测结果的影响;其次,兼顾储能系统的建设成本和运行成本,建立以年综合费用最小为目标的优化模型,并采用内点法求解,得到储能系统的额定容量和额定功率;最后,以New England 10机39节点系统为算例,根据所提最小网损频率指标的计算结果,选定储能的安装位置。仿真结果验证了所提方法的经济性和可行性。