关闭/废弃矿井抽水蓄能开发利用现状与进展

探索清洁能源发展的创新途径是实现我国“双碳”目标的重要推动力。为解决大规模可再生能源电力供应不稳定的难题,新型电力系统的提出与加速成长促进了抽水蓄能电站的建设与发展,但生态保护与地形等因素制约了传统抽水蓄能电站发展。关闭/废弃矿井,由于具有丰富的地下空间及水资源,可创新性地开发抽水蓄能并延长矿区的经济寿命,降低对环境与经济的负面影响。为助力建立适合我国国情的废弃矿井抽水蓄能利用模式和管理体系,通过文献分析法综述了国内外废弃矿井抽水蓄能技术研究与应用进展。详细阐述了关闭/废弃矿井抽水蓄能技术原理、分类及其优缺点;总结了关闭/废弃矿井抽水蓄能电站利用模式,并在前人研究基础上对选址要素进行了修订;梳理了关闭/废弃矿井改建抽水蓄能电站的水-气两相流动特性、水泵水轮机工况特性、地下空间围岩稳定性及地下蓄水空间体积测算等的研究现状,明确了水泵-水轮机关键技术、地下空间稳定性控制关键技术等亟待解决的技术难题。此外,对关闭/废弃矿井抽水蓄能相关的生态与环境保护、市场需求与经济效益、政策与法规等研究成果进行了广泛的文献综述。发展关闭/废弃矿井地下空间抽水蓄能技术可为我国井下空间资源利用提供思路,为保障国家能源安全与经济社会高质量发展提供新途径。

中深层稠油水平井前置CO_(2)蓄能压裂技术

利用准噶尔盆地西北缘乌夏地区中深层稠油油藏参数,对水平井前置CO_(2)蓄能压裂技术的开发机理、关键操作参数及开发效果进行了详细研究。研究结果表明:①伴随压裂—焖井—生产等开发阶段的延伸,前置CO_(2)蓄能压裂后的油井逐步显现出增能改造、扩散降黏、膨胀补能、释压成泡沫油流等特性,井底流压提高了2~4MPa,CO_(2)扩散至油藏的1/3,原油黏度降至500mPa·s以下,泡沫油流明显;②研究区最优压裂段间距为60m、裂缝半长为90m、裂缝导流能力为10t/m,CO_(2)最佳注入强度为1.5m3/m,注入速度为1.8m3/min,油井焖井时间为30d,油藏采收率提高了2%~3%;③通过与常规压裂生产效果进行对比,前置CO_(2)蓄能压裂技术可使产油量提高5.2t/d,预测CO_(2)换油率达2.45,开发效果显著提升。

混合式抽水蓄能电站群容量计算研究Ⅰ:短期调峰特征与梯级开发增益

依托常规梯级水电站修建混合式抽水蓄能电站(简称混蓄电站)成为提升电力系统调峰能力的重要途径。混蓄电站即可抽水又可发电的典型运行方式增加了水电基地的灵活性调节能力,为此亟需研究其运行方式以及与原有梯级水电站运行方式间的互馈关系。研究以黄河上游待开发龙羊峡-拉西瓦、拉西瓦-尼那混蓄电站为对象,建立含混蓄电站的梯级水电站短期联合调峰优化模型,分析混蓄电站对原有梯级水电站运行方式的影响,基于理论推导与数值计算两种方法揭示混蓄电站调峰效果的变化特征。主要结论如下:(1)混蓄电站抽水水量经由原有梯级水电站机组下泄,使得非填谷时段原有水电站出力增加,水电站上旋备容量降低;(2)龙羊峡水电站满发流量相对较小、拉西瓦水库调节库容较小以及日综合利用供水流量过大是制约混蓄电站调峰效果的主要因素,发现了综合利用流量影响混蓄电站调峰效果的临界特性,并提出了临界综合利用流量的计算公式;(3)发现并量化了混蓄电站梯级开发模式较单一开发模式所带来的梯级抽水调峰增益现象,并揭示了梯级抽水调峰增益背后所蕴含的“河流梯级反向再造”内在机理。

计及不确定性的风光抽蓄发电系统容量优化

风光等新能源的大规模利用是实现双碳目标的重要途径,其不确定性影响电力系统稳定运行和对新能源的消纳能力。对此,本文提出了一种计及不确定性的风光抽蓄联合发电系统容量优化配置方法。首先,采用不同的随机分布函数来描述风电、光伏发电的出力特性和负荷分布情况,建立了互补发电系统数学模型;其次,构建了基于信息间隙决策理论与熵权法的双层容量优化配置模型;最后,采用多元宇宙优化算法求解容量优化配置方案。算例结果表明,投资者可以根据投资意愿,对源荷不确定性采取不同的配置策略,所得的运行结果均能很好地满足不同运行模式和多种运行场景的要求;能有效地降低综合成本、提高新能源消纳能力,并且能保持抽蓄电站的长久运行。

路用蓄盐除冰纤维配比设计及除冰性能确定

为解决道路凝冰问题,基于环保、经济、实用等原则,针对适用于沥青路面主动抗凝冰的蓄盐纤维填料的配合比进行设计,并对其相关性能展开研究。通过基于单纯形重心设计的融冰试验和电导率试验对蓄盐除冰材料配比进行探究,并基于融冰试验和冻粘剪切试验分析其除冰性能。试验结果表明:选用乙酸钠∶乙酸钾∶甲酸钠=7∶2∶1、复合有机盐∶纤维=3∶1为蓄盐纤维各种成分的最佳配合比;在融冰试验中,蓄盐纤维替换率为66%的除冰材料在较高负温下融冰速率能达到1022 g·(h·m 2)-1,表明其融冰性能良好;凝冰后,蓄盐纤维沥青混合料表面冻粘强度比普通沥青混合料下降33%,能够有效降低冻粘强度。基于最佳配合比,新型路用环保蓄盐除冰材料具有良好的融冰能力和除冰降粘功效。

基于FFT-LSTM的抽水蓄能发电机定子匝间短路故障诊断方法

定子短路故障是抽水蓄能发电机常见的故障之一,其会对发电机的性能和安全性产生严重影响,为确保抽水蓄能发电机安全稳定运行,提出基于FFT-LSTM的抽水蓄能发电机定子短路故障诊断方法。建立抽水蓄能发电机定子绕组匝间短路故障模型,分析定子绕组匝间短路故障时,发电机定子电、磁相关状态。以抽水蓄能发电机定子绕组匝间短路故障时的三相电流信号为依据,基于磁势相等原理将三相电流变换成两相电流后,利用FFT转换定子两相电流的时域信号为频域信号,获取故障电流频谱图输入LSTM网络中进行处理,输出抽水蓄能发电机定子绕组匝间短路故障诊断结果。实验结果表明,该方法可以更好地区分抽水蓄能发电机正常与故障状态,实现抽水蓄能发电机定子绕组匝间短路故障诊断,且故障诊断的交叉熵损失低。

我国抽水蓄能现代化的发展历程、挑战与展望

抽水蓄能对于可再生能源的发展和新型能源体系的构建,助力实现“双碳”目标等具有重大意义。充分认识抽水蓄能的功能与作用,梳理我国抽水蓄能现代化进程中的政策演变及发展历程,分析我国抽水蓄能面临的困境与挑战,并对未来进行展望,有助于深刻理解和把握抽水蓄能与整个国家现代化建设之间的内在关系,有利于推动新阶段新征程抽水蓄能高质量发展,有望加快和推进我国形成国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业。

考虑调节费用补偿的海水抽蓄优化定容策略

通过海上风电与海水抽蓄联合运行参与电网的调峰调度,可有效促进海上风电消纳,助力电网调峰,但需要进行海水抽蓄多目标优化定容研究,解决海水抽蓄成本回收问题以及多目标之间的主观偏好与客观冲突对优化决策的影响等关键问题。为此,本文提出了考虑调节费用补偿的海水抽蓄多目标优化定容方法,通过海水抽蓄调节费用双向补偿机制,保障抽蓄调节利益;考虑风电不确定性,计及风蓄联合出力跟踪电网负荷误差最小、海上风电运营效益最大和海水抽蓄收益最大,建立风蓄联合运行多目标优化模型,实现多主体利益共赢。以双向补偿电价、海水抽蓄上水库容量、海水抽蓄机组容量为优化决策变量,通过NSGA-Ⅱ方法优化得到Pareto前沿解集;通过K-means算法对Pareto前沿解集进行聚类作为备选方案;采用层次分析法-熵权法进行主、客观赋权;通过TOPSIS方法将备选方案与理想方案比较排序选出最优解。仿真算例结果验证了本文海水抽蓄优化定容方案能够兼顾新能源消纳效果与多主体利益共赢。

抽蓄电站全库盆防渗水库渗流缺陷影响分析

针对抽蓄电站全库盆防渗水库土工膜缺陷导致水库渗流量产生变化的安全问题,结合陕西省某抽蓄电站水库库底土工膜防渗工程,采用单因素影响分析和多因素影响分析方法进行抽蓄电站全库盆防渗水库渗流缺陷影响分析。结果表明,水头大小、缺陷大小、缺陷个数均正向影响抽蓄水库渗流量,而缺陷位置与抽蓄水库渗流量的相关性不明显。其中缺陷大小是影响抽蓄水库渗流量的主要因素,其次为水头大小,再次为缺陷个数。

页岩油蓄能体积压裂开发效果预测与评价方法

蓄能体积压裂(以下简称蓄压)是页岩油藏提前补充地层能量、大幅提升单井产量的主要开发方式,应用广泛。通过渗吸与驱替机理结合实际生产数据统计分析,提出了根据返排率预测蓄压开发阶段最大累计产油量方法。研究结果表明:返排率30%之后,蓄压的累计产油量与返排率对数呈强线性相关,可预测压后单井最大累计产油量;该方法已经得到其他页岩油藏实际生产数据的实证,较递减曲线分析法更加准确且更具普适性,是对储层条件、压裂规模与工艺、焖排采工作制度等主客观因素的综合评价。返排率法可进一步确定液油比和合理返排速度。蓄压排采的平均返排速度控制在6~8 m^(3)(/d·km),与渗吸排油速度相匹配,能够更加高效地利用蓄压补充的弹性能量,取得较高采收率和较低的液油比。单井压后最大可采油量的返排率预测法为蓄压的经济效益评价、生产制度优化、压裂成本控制等提供了依据,对地质-工程一体化、优化井网井距和压裂设计具有重要指导意义。

水力脉动下抽水蓄能机组扭振特性辨识方法

提出一种基于水力脉动的抽水蓄能机组轴系扭振特性辨识方法,即采用应变测试技术获取随机性动态扭矩信号;设置触发阈值,将扭矩信号和阈值的交点及其后一定长度的样本点组成样本信号;对足够多样本平均后,信号中随机响应和正/负速度冲击响应被平均掉,剩余则为幅值冲击响应信号;用指数函数拟合冲击响应信号,从中得到扭振固有频率和阻尼。将该方法应用于某抽水蓄能机组扭振特性辨识。试验结果表明:25%负荷工况下水力脉动幅度较大,触发阈值对阻尼和频率辨识结果的影响较小;负荷升高后扭矩脉动幅度减小,触发阈值对频率识别值的影响较小,但会影响阻尼识别值;该方法无需施加扭矩激励,可以实现安装状态下扭振特性辨识,具有较强的工程应用价值。

大型变速抽水蓄能发电电动机不同转速下三维端部电磁场和损耗研究

大型变速抽水蓄能发电电动机端部区域漏磁和构件损耗较高,为了研究不同转速时大型变速抽水蓄能发电电动机三维端部电磁场和端部构件损耗的变化规律,本文建立326 MW变速抽水蓄能发电电动机三维端部瞬态电磁场的数学模型,研究变速抽水蓄能电机在发电机工况下不同转速时定转子端部构件磁密的变化规律,确定变速抽水蓄能电机端部构件涡流密度的分布情况,探究变速抽水蓄能电机在发电机工况下不同转速时定子压圈、定子环板、转子护环以及转子齿压板等端部构件损耗的变化规律。采用相同的计算方法对小容量10 MW变速抽水蓄能发电电动机进行研究,通过试验测试和计算结果的对比验证了本文计算方法的可行性。

交流励磁脉冲电压占空比对双馈型变速抽蓄电机转子绕组放电特性影响研究

双馈型变速抽水蓄能电机是新型电力系统中极为重要的组成部分,其采用交流励磁低频PWM脉冲电压供电,其中占空比作为PWM技术的重要参数,对电机绝缘产生一定的影响,研究方波占空比对变速抽水蓄能电机转子绕组放电特性的影响规律,有利于变速抽水蓄能机组的绝缘性能评估。以某变速抽水蓄能机组为研究对象,建立转子绕组有限元模型,基于有限元仿真平台仿真并分析了不同方波占空比下转子绕组绝缘薄弱区域的电场电势特性,并搭建3 kV转子绕组局部放电试验平台,分析了不同占空比方波电压作用下绕组局部放电特性。

盘管式冰蓄冷空调技术蓄冰过程理论与实验研究

冰蓄冷空调系统对电网调峰及改善用冷经济性有重要作用。该文通过对盘管式冰蓄冷系统的蓄冰过程研究发现,蓄冰过程包含两个明显阶段:第1阶段,10.0到4.0℃过程中,水的密度随温度降低而增大,4.0℃冷水迅速聚集到蓄冷单元底部,并逐渐充满整个水域;第2阶段,4.0到0℃过程中,水的密度随着温度降低而减小。前期,换热管下表面最先出现冰层;后期,随着上方聚集的低温水增多,换热管上表面开始产生冰层。该实验中,当蓄冰过程进行到100 min时,换热管上下表面冰层厚度均达到8.56 mm。之后,上表面冰层厚度逐渐超过下表面。该研究揭示冰蓄冷单元内部自然对流及4.0℃时水的密度逆转对结冰过程的影响规律,对盘管式冰蓄冷系统的优化设计及运行控制有一定指导意义。

混合式抽水蓄能电站群容量计算研究Ⅱ:多尺度嵌套容量计算模型及实例

基于流域梯级水电站增建混合式抽水蓄能电站(简称混蓄电站),对保障新型电力系统安全稳定运行、促进新能源大规模发展和消纳具有重要意义。研究提出基于多尺度嵌套调度模型的混蓄电站群容量计算模型,该模型嵌套含混蓄电站的梯级水电站短期调峰模型、考虑短期调峰与综合利用供水任务的梯级水电站中长期优化调度模型两大核心模块;此外,针对该容量计算模型的高维特征,提出基于代理模型思想的求解方法。以黄河上游待规划的大型混蓄电站群为实例,分别计算混蓄电站单独开发、梯级开发、整体开发三种模式下电站装机容量以及抽水调峰效益,并推导理论公式揭示混蓄电站抽发循环效率及抽水时长对电站装机容量的影响机制。实例计算取得的结果:龙羊峡-拉西瓦混蓄电站推荐采用水泵机组+可逆式抽蓄机组形式开发,单独开发模式下,推荐装机160万kW;当其与拉西瓦-尼那混蓄电站梯级开发时,推荐装机205万kW。当混蓄电站设计抽水时长减小时,其装机容量可增加,调峰能力变大,但电站抽水耗电调峰效益不变。拉西瓦-尼那、李家峡-直岗拉卡、公伯峡-苏只混蓄电站推荐装机分别为75万、16万和59万kW。4座混蓄电站整体开发模式下,可用于新能源消纳的抽水调峰电量为年均87.42亿kWh。

含混合式抽蓄的梯级水电站短期临界调峰模式

利用梯级水库电站建设混合式抽蓄电站,在提高新型电力系统清洁灵活性调峰能力的同时,也使得原梯级电站的运行方式变得更为复杂,亟需开展梯级电站与混合式抽蓄电站的联合调度模式研究。本文首先剖析了混合式抽蓄电站与梯级水电站日内联合调峰运行特点,建立了短期含混合式抽蓄的梯级水电站调峰优化模型;其次,发现了日内联合调峰的临界特性,并从临界调峰方式、临界调峰流量、临界调峰能力三方面定量刻画了该临界调峰特性,推导了梯级水电站临界调峰流量、混合式抽蓄电站临界抽发流量等计算公式,提出了混合式抽蓄电站与梯级水电站的临界调峰模式;最后,将上述理论成果应用至依托安康与旬阳梯级水库修建的安康混合式抽蓄电站。结果表明:安康水电站额定水头下临界调峰流量为892 m^(3)/s,小于892 m^(3)/s时,抽蓄电站日内满抽满发,以最大化调峰方式运行;大于892 m^(3)/s后,混合式抽蓄电站可转为与常规水电站同抽同发运行模式以及部分抽蓄机组转常规水电站机组运行模式等;长系列计算结果表明,与常规水电站同抽同发运行模式提高了抽蓄电站运行小时数,但降低了联合调度主体调峰能力,部分抽蓄机组转常规水电站机组运行模式耗用了安康水电站的可用发电水量,但提高了联合调度主体调峰能力,实际调度过程中应根据电网运行情况、电站运营主体等灵活选择抽蓄电站运行模式。

提升新能源承载能力的抽水蓄能容量配置研究

考虑区域电网可靠性和安全性指标,提出了提升新能源承载能力的抽水蓄能容量配置方法。首先,分析风电场、光伏电站实测出力数据,采用Copula理论和K-means聚类生成了考虑风光相关性的典型出力场景。其次,建立了提升区域电网新能源承载能力的抽水蓄能容量配置模型,以失负荷概率和电量不足期望指标为约束,基于风光典型出力场景评价区域电网的最大新能源承载能力,结合抽水蓄能运行模型,通过配置抽水蓄能最小装机容量提升新能源承载能力。最后,以电压越限风险和潮流越限风险指标作为安全性校验,采用概率潮流分析区域电网的运行风险。改进IEEE-39节点系统算例分析结果表明,配置抽水蓄能将可承载新能源的装机容量占比提升至64%。

基于TRNSYS的主动式建筑相变蓄冷空调系统模拟

以夏热冬冷地区的办公建筑为例,利用瞬态系统仿真程序(transient system simulation program, TRNSYS)构建主动式相变蓄能地板模块,建立了主动式相变蓄能地板空调系统和常规风机盘管加新风空调系统的仿真模型,对其节能性和经济性进行模拟计算.以典型日和供冷季晚间蓄冷运行工况为条件,研究冷冻水温对主动式相变蓄能地板的蓄释能特性、室温波动与热泵制冷系数的影响.结果表明:夜间相变蓄冷工况下,在满足每平方米冷负荷为74.78 W情况下,9℃为最佳供水水温;采取晚间低电价时段间歇运行蓄冷热泵的方案,能够有效提高热泵运行时的制冷系数,并降低运行费用;主动式相变蓄能地板空调系统供冷季的能耗相比于常规风机盘管加新风空调系统减少30.5%,运行费用减少44.24%,夏季制冷综合能效比达到了2.38.

混合抽蓄-风-光多能互补系统容量配置研究

混合抽蓄-风-光多能互补系统具有广阔应用前景,其容量配置需面临复杂水力水量、电力电量关系表征问题,同时其经济性评价需考虑电力市场规则。本研究提出了运行优化与容量配置决策两阶段优化思路,首先提出了适应中长期市场的月度统一电力送出模式,其次构建了混合抽蓄-风-光多能互补系统中长期运行多目标优化模型,然后基于海量容量情景模拟获取离散决策空间,最后从中优选得到最优新能源容量配置及运行方案。黄河上游清洁能源基地算例结果表明:失负荷风险接受度高、中、低分别对应新能源容量配置为混合抽蓄容量的3.2~3.9倍、2.4~3.0倍、1.6~2.1倍;系统月尺度打包并网电量峰谷比介于1.36~1.45,说明系统内各电源在中长期尺度的互补性较好。

风电-光伏发电-抽水蓄能联合优化调度方法

为解决电力市场环境下的风电、光伏发电、抽水蓄能协同互补问题,提出了一种同时参与日前市场和实时平衡市场的风电-光伏发电-抽水蓄能联合优化调度方法。该方法考虑风电和光伏发电出力的不确定性,基于生成对抗网络和峰值密度聚类算法生成风电、光伏发电联合出力典型场景;基于抽水蓄能的灵活调节特性,并考虑风电和光伏发电实时出力引起的平衡成本,构建了风电-光伏发电-抽水蓄能联合参与日前市场和实时平衡市场的两阶段随机联合优化调度模型,最大化风电-光伏发电-抽水蓄能联合发电系统的收益。算例仿真结果表明,该方法具有有效性和合理性。