新型电力系统中气电与煤电调峰经济性研究

新能源发电的间歇性和随机性等特点带来的电力系统平衡和安全问题需要调峰系统解决。选取煤电调峰和气电调峰在不同应用场景下的综合竞争力进行研究,采用平准化度电成本作为衡量标准,充分考虑固定成本、启停成本、燃料成本、碳排放权交易成本等因素。研究表明,伴随新能源发电装机和利用规模的增加,燃煤和燃气机组的利用小时数趋于降低,启停次数趋于增多,由此带来机组度电成本上升,但两类机组度电成本的差异逐步缩小,度电成本的影响因素由以燃料价格为主转变为由燃料价格和维修费用共同作用;煤电机组度电成本对燃料价格、启停次数和碳价敏感度逐渐趋于平衡,燃气机组度电成本对各因素的敏感度仍以燃料价格为主。当碳价在70~200元/吨时,在山西、内蒙古等煤炭资源相对丰富的区域,煤电调峰经济性较好;四川、东南沿海、河北、海南等地区由于具有天然气资源供应优势,气电调峰具备竞争性。若未来碳价达到500元/吨,气电优势将进一步扩大至全国。

面向虚拟电厂的电力调峰市场隐私保护交易策略

为解决虚拟电厂参与的集中式电力调峰辅助服务市场中因交易关键信息、敏感数据泄露而引发恶意竞价、扰乱市场秩序等问题,设计了一种基于“服务提供商-区块链-电力调度控制中心”的集中式市场隐私保护交易策略,实现了隐私保护和网络安全双约束下的电力调峰市场可信交易。首先,设计了基于价格混淆随机预言机和改进Shamir秘密共享网络的竞标信息隐私保护方案,对提交到区块链上的量价信息进行严格保护;其次,基于同态加密技术,以价格、信用值、时间依次优先的原则设计了区块链智能合约,实现了竞标量的隐私排序和可信自动出清;然后,为了实用价值,在区块链上部署安全性校验合约实现了交易结果的网络安全约束校验,保证了配电网的运行安全和服务提供商的结算安全;最后,通过算例分析和评估,验证了该隐私保护交易策略的有效性和优越性,表明了该策略可以在保护参与方隐私的同时,提高电力系统的灵活性和可靠性。

考虑源网荷效益的峰谷电价与峰谷时段双层优化模型

用户响应行为测算需求解峰谷时段与峰谷电价之间的双线性项,目前仅考虑负荷曲线的数值大小对峰谷时段进行单独划分,分时电价实行效果受限。提出峰谷时段与峰谷电价的双层优化模型,考虑风电不确定性下的规划成本与发电成本,反映分时电价的实际经济效用;考虑用户响应的不确定性,保证分时电价实行后的源网荷效益在一定范围内变化;峰谷时段划分与峰谷电价设计均以系统成本最低为目标优化得到,充分考虑峰谷时段划分、峰谷电价设计和用户响应行为之间的交互机理。仿真结果表明,与单独划分峰谷时段的模型相比,所提模型能够制定更优、科学性更强的峰谷时段和峰谷电价,进一步降低系统总成本。

中国天然气发电发展形势分析及展望

中国天然气发电装机规模持续增长,气电与天然气供应形成协同联动发展态势。截至2023年底,中国气电装机规模达到1.26亿千瓦。新能源发电的持续快速增长、煤电定位由常规主力电源转向基础保障性和系统调节性电源、其他调峰电源在国家政策的支持下高速发展,给气电带来机遇与挑战。预计未来气电将以调峰为主,电力需求提升与新能源发电装机规模的大幅增长带来调峰需求的增加,将为气电带来较大的发展空间。部分省市推行两部制电价与气电价格联动机制,中国电力市场改革持续推进;煤电容量电价机制建立将推动容量市场建设,有助于气电行业的长期发展。建议国家进一步明确气电产业支持政策,加大对气电核心技术研发的攻关力度;完善气电定价机制,根据不同燃气机组的运行特点和不同地区的发展水平差异化定价;进一步完善电力市场机制,放开市场价格限制,拉大峰谷价差,以体现气电的调峰价值。

计及旋转备用要求的抽水蓄能电站日前调度研究

抽水蓄能电站具有灵活的调峰、调频、调相和事故备用等作用,可以平抑电网新能源出力波动和促进新能源消纳,提升电网安全稳定运行水平。然而,在现阶段两部制电价下,抽水蓄能电站在电网中旋转备用价值没有得到充分的体现。以风电-光伏-抽水蓄能电站互补为背景,构建了考虑旋转备用要求的抽水蓄能电站日前调度模型,以电站运行效益最大和电网其他电源出力峰谷差最小为目标,通过权重法将其转化为单目标优化问题求解,并进一步分析比较现状两部制电价和峰谷电价对抽水蓄能电站调度策略与收益影响。算例结果表明:考虑旋转备用要求可以显著提升抽水蓄能电站运行收益,并且调度目标对电站运行方式影响显著。模型与方法可用于制订抽水蓄能电站日前调度计划。

考虑分时碳价的虚拟电厂分布鲁棒竞标方法

为了探索双碳目标下虚拟电厂(virtual power plants,VPP)低碳、经济的竞标策略,提出了一种基于分时碳价和分布鲁棒优化思想的VPP参与日前多类市场的竞标策略。从减小电力市场运营成本的角度,提出了一种与电价负相关的分时碳价,采用基准线法为VPP无偿分配碳配额,计算新能源发电的国家核证减排量;综合考虑碳交易市场、能量市场和调峰市场的情况,搭建了VPP参与多类市场的竞标模型;针对风电的不确定性,构建了基于数据驱动的分布鲁棒两阶段竞标模型,并采用列与约束生成算法求解。算例分析表明,分时碳价能够有效降低电力市场运营商的运行成本,提高VPP运营商的收益,所提的VPP竞标模型能给出不同市场的最优投标方案,而分布鲁棒能够兼顾经济性与鲁棒性。

新能源领域大宗商品定价权:测度及动态演进特征研究

“双碳”目标背景下,我国新能源领域大宗商品消费量已跃居世界首位,但相关原材料的定价话语权较低,因此研究大宗商品定价权具有现实意义。本文基于中美26个指标构建指标体系,首次从实证上综合考量了大宗商品定价权背后的商品属性、金融属性和政治属性,并进行各属性动态演进的测度分析。从结果来看,新能源领域大宗商品定价权受商品属性影响较大,金融属性次之。近年来中美两国相关商品的定价权均缓慢上升,我国新能源领域原材料定价权由商品属性主导,而美国相关商品定价权由政治属性主导。2021年后,我国相关商品的金融属性因期货交易量放大而骤然提升,促进了定价权发展。因而建议巩固我国定价权的商品属性,重点提升金融属性,扩大金融开放,促进新能源行业稳健发展。

地源热泵耦合消防水池系统的经济性分析

为响应国家节能减排政策,降低工业用电成本,缓解高峰时段电网供电压力,以郑州某工程为例,采用地源热泵耦合消防水池系统为建筑供暖供冷,根据峰谷电价政策优化运行模式计算可知,较无消防水池的地源热泵系统,此方案每年运行成本可降低30%~40%,较传统的燃气锅炉+冷水机组供暖供冷系统,成本降低60%~70%。该方案可有效削减工厂电力开支,减轻用电高峰电网供电压力,同时降低碳排放量。

计及电动汽车入网的峰谷电价时段优化模型研究

针对电动汽车有序充电和放电对电网削峰填谷方面的影响,提出峰谷电价时段的优化模型。首先,根据私家车主的出行习惯,构建无序模式的放电概率模型;然后,基于峰谷电价时段,构建用户响应峰谷电价差的有序充电和放电时刻选择算法;其次,考虑峰谷电价响应度,使用蒙特卡罗法模拟得到电动汽车充放电功率的日负荷曲线,与原始电网负荷叠加,得到考虑电动汽车充电和放电功率的实际负荷曲线;在此基础上,构建以电网负荷峰谷差率最小为目标的峰谷电价时段的优化模型,并使用遗传算法对其优化求解;最后,通过算例验证了模型的正确性。

考虑峰谷电价的风电-抽水蓄能联合系统能量转化效益研究

建立了考虑峰谷电价的风电-抽水蓄能联合系统和能量转化效益的定量评估模型,研究了风蓄联合系统中抽水蓄能电站对风电移峰填谷的影响,仿真算例验证了所建立模型的有效性。结果表明:在峰谷电价政策下,风蓄联合系统可将低谷时段的廉价电能转化为高峰时段的珍贵电能,取得良好的经济效益;同时还能有效地平滑风电场输出功率,降低并网风电的波动性。

电动汽车有序充电的峰谷电价时段优化

针对如何利用电动汽车有序充电对电网实现削峰填谷效果的问题,提出了峰谷电价时段的优化模型与方法。构建用户选择充电时间对峰谷电价时段的响应模型;通过蒙特卡洛法模拟得到电动汽车充电负荷的日负荷曲线,并与原始电网负荷曲线叠加,从而形成实施效果下的电网实际负荷情况。在此基础上,建立了以峰谷差率最小为目标的最优化模型,并通过遗传算法对峰谷电价时段优化问题进行了求解。最后通过算例的计算结果证明了模型和方法的合理性。

提高电能使用效率的可中断电价与峰谷分时电价的联合优化设计

在发电侧竞价上网的情况下,供电公司通过实行可中断电价可以适当规避购网电价剧烈波动的风险。但我国发电企业并未实施竞价上网,供电公司购网电价由政府制定,相对比较稳定,故实行可中断负荷管理对供电公司缺乏一定的激励机制。本文首先根据估算的用户缺电损失确定可中断电价;随之提出用户可中断电价响应系数的概念,对已确定的可中断电价进行调整;然后根据经济学中供需理论,将可中断电价与峰谷分时电价相结合,在分析供电公司成本和效益基础上,建立联合优化模型,采用分解算法进行求解。算例分析表明,该模型既能使供电公司与用户的利益不受损害,又可解决当前可中断电价缺少激励机制的问题,非常适合我国当前的电价改革模式。

基于DSM的峰谷分时电价

合理的峰谷分时电价可有效改变用户的用电模式,保证电力系统可靠、高效运行。针对峰谷分时电价执行过程中产生的一些问题,如峰谷分时电价效果明显滞后、用户反应过度、购电政策缺乏弹性等,提出峰谷分时电价制定时需遵循的一些基本原则,包括峰谷分时电价体系必须满足DSM总体目标原则、时段划分与价格拉开比确定原则、合理规避供电公司经营风险原则和确定合理的用户响应曲线原则,并建立峰谷分时电价数学模型,通过算例验证模型的有效性和可行性。

富氧燃烧发电机组制氧设备供电方式的优化分析

为了降低富氧燃烧发电机组的制氧电耗,通过综合考虑峰谷发电的日需氧量及峰谷电价,提出了制氧设备的设计出力满足机组发电的日总供氧量与制氧设备设计出力满足机组额定发电的2种方案及3种不同的供电方式.以600 MW富氧燃烧发电机组为对象,综合考虑设备投资成本与运行成本,基于对有关参数的合理估计,分别计算得到了6种情况下的制氧成本.结果表明:通过优化配置,制氧设备的电耗可降低2.1%,富氧燃烧发电机组的净效率可提高0.8%,节能效果显著.

基于大比例新能源输电的受端电网调峰费用测算及补偿机制

天山-中州±800 kV特高压直流输电工程(简称天中直流)是"疆电外送"首个特高压直流项目。天中直流工程设计年输送电量440亿kW·h,对实现西电东送、促进更大范围的能源资源优化配置发挥了重要作用。天中直流为风火打捆输送,风火打捆比例不同会对河南电网运行带来不同程度的影响。新疆电网低谷时段的送电电力大小将直接影响河南电网的调峰运行,并增加河南电网的调峰运行费用。以此工程为例,进行了基于大比例新能源输电的受端电网调峰费用测算及补偿机制研究,以期为相关电价政策制定提供参考。

发电侧与销售侧峰谷分时电价联动方案研究

简要介绍现阶段我国销售侧峰谷分时电价的一般测箅方法,研究并提出一套发电侧与销售侧峰谷电价联动的方案,包括参加调峰的发电机组范围的确定、发电侧实行峰谷分时电价的确定以及发电机组间峰谷电量的分配,以解决发电侧与销售侧间利益分配不平衡的问题。

负荷价格弹性的季节特性及尖峰电价政策福利效应估算

尖峰电价可以驱动用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应。以江苏省3年的第二产业负荷数据为基础,运用数理统计方法实证研究了尖峰负荷价格弹性的时间特征,给出了尖峰电价政策福利函数,并根据不同弹性下需求响应的程度对尖峰电价政策的福利效应进行了分析和估算。结果表明:尖峰电价可以使社会净福利显著增加,但各月和各时段增幅差异较大。按照社会最大化原则,执行尖峰电价政策及尖峰价格浮动幅度,应依据负荷价格弹性季节和时段特性有选择性地确定。

需求侧竞价对高峰电价影响的成本效益分析

建立了系统高峰时段单独由调峰火电机组担任调峰任务时系统电价的数学模型,建立了需求侧竞价参与系统调峰时综合考虑用户类型、提前通知时间、负荷恢复时间和缺电电量等因素下的综合缺电成本模型,得到需求侧竞价参与系统调峰时系统电价的数学模型。对二者进行比较可知,当需求侧竞价参与调峰时,可避免运行成本较高的调峰机组投入,而且其调节方式灵活,没有最低出力限制,对缓解系统高峰时段可能出现的电力系统阻塞现象有抑制作用,因此需求侧竞价参与调峰时可以降低系统高峰电价,缓解供电不足的矛盾,提高电力系统运行的可靠性。

考虑风电消纳能力的高载能用户错峰峰谷电价研究

提出了一种通过需求侧管理激励负荷侧的高载能企业参与调峰,提高系统风电消纳能力的错峰峰谷分时电价机制。考虑了高载能企业转移负荷能力差的特点及其对峰谷分时电价时段连续划分的诉求,建立了相应的峰谷时段连续划分的错峰用电模型,并以提高系统谷时风电消纳能力为目标建立了错峰峰谷电价决策模型。通过解耦时段划分与电价优化,设计了2步优化方法求解峰谷时段与电价综合优化模型。错峰峰谷电价避免了传统多峰时段峰谷电价对用户的频繁扰动,更加适合高载能企业等大用户的生产特点。通过协调各用户的峰谷时段划分,减少峰时段时长,减轻了高载能企业电力成本压力,提高了参与调峰的积极性。

我国电力需求响应的措施与应用方法

在回顾我国电力需求响应主要工作的基础上,分析了需求响应实施过程中的困难和问题,结合国家发展和改革委员会确定的电力需求侧管理城市试点工作,就有关尖峰电价与可中断负荷需求响应在试点城市的应用进行探讨。最后,根据当前我国的实际情况提出了目前应该着眼的需求响应实践工作,并且借鉴国外需求响应经验,提出了我国需求响应的一些前瞻性设想。