计及火电机组深度调峰成本的大规模风电并网鲁棒优化调度

规模风电并网背景下,电力系统加大火电机组的调峰深度,充分挖掘现有下调备用空间,将是应对风电出力不确定性的有效方式之一。文中考虑火电机组工作在深度调峰(DPR)方式下的附加煤耗损失和机组寿命损耗,提出了计及火电机组DPR成本的规模风电并网鲁棒优化调度模型。考虑风电出力不确定性,建立了包括基于风电出力预测场景的调度主问题和基于极端场景的调控子问题的两阶段鲁棒优化模型,并引入不确定度参数控制调度计划的保守性,最终优化出经济性最优的鲁棒日前调度方案。基于算例分析证明所述模型的合理性与有效性。

降低火电机组调峰成本的光热电站储热容量配置方法

光热发电是大规模利用太阳能的新兴方式,其储热系统能够调节光热电站的出力特性,进而缓解光热电站并网带来的火电机组调峰问题。合理配置光热电站储热容量,能够有效降低火电机组调峰成本。该文提出一种光热电站储热容量配置方法,在对光热电站运行特性及其对电网调峰影响分析的基础上,综合考虑了火电机组向下调峰成本与储热成本对储热系统容量配置的影响。最后分别基于IEEE 30节点系统以及西北某省电网系统的仿真算例,验证了该文方法的可行性和有效性。

基于调峰成本的调峰容量调度策略研究

现行的调峰补偿措施均基于调峰机组对系统安全稳定运行的贡献,而忽略了其存在的成本差异。为此,提出基于调峰成本的调峰容量调度策略。首先基于调峰服务所具有的特性,分析火电机组的运行调峰成本;然后基于最优调度的原则构建目标函数,推导出被调度机组的调峰电量影子价格和影子价格均衡值;最后依据这两者之间的比较得到调峰容量的最优调度策略。算例验证了该调度策略的有效性和便于执行的特点。

大同SNG项目配套LNG调峰装置冷能利用及调峰成本研究

通过对中海油大同SNG项目调峰能力要求的分析,确定了配套LNG调峰装置液化、储存、汽化各单元的规模和技术方案。重点分析对比了3种LNG汽化冷能在SNG项目的回收利用方式,结果表明,将LNG汽化冷能用于低温甲醇洗装置,可实现SNG装置和配套LNG调峰装置的有机耦合和冷能的高效回收利用,降低SNG的调峰成本;通过调峰成本的测算及生产端和市场端调峰成本的对比分析,建议中海油大同SNG项目在生产端建设配套LNG调峰装置。

山西火电机组深调峰成本及发电成本测算分析

近年来,按照国家的政策要求,山西全省新能源装机容量逐年增多.随着技术的不断提升,使新能源装机成本逐年下降.而从2020年起,取消煤电价格联动机制,将现行的标杆电价改为了"基准价+上下浮动"机制,使得目前各类供电需求,尤其是发电侧火力发电企业与新能源逐年上升的装机容量的消纳矛盾日益突出,新能源消纳的任务相当艰巨,火电机组参与调峰成为一种必然趋势.本文就山西火电机组深调峰成本及发电成本测算进行分析.

高比例可再生能源电力系统源荷储联合调峰分层优化运行

高比例可再生能源接入电网给电力系统调峰经济性运行带来巨大的压力。为此,提出一种计及需求响应的源荷储联合调峰分层优化运行模型,优化电力系统调峰的经济性运行。首先,以需求响应的净负荷优化曲线与新能源发电预测曲线拟合程度为上层目标函数,以各机组联合调峰运行总成本最小作为下层目标函数。其次,考虑影响系统运行安全与调峰相关的约束条件,以供给某区域电源系统为例,对比分析传统调峰与电源侧联合调峰方案,以及在负荷侧加入需求响应后的联合调峰的优化结果。最后通过仿真后的数据对比发现,电源侧联合调峰的成本比传统调峰的成本要少的多,加入需求响应后的联合调峰能实现风、光发电的完全消纳。所提出的联合调峰方案能够降低高比例可再生能源并网的弃风弃光率,提高系统运行的经济性。

计及调峰市场交易的储能-新能源-火电多目标优化调度

大规模新能源接入对电网调峰提出挑战,如何在提高新能源上网率的同时兼顾调峰资源的经济效益已成为亟须解决的重要问题,该文提出电力市场环境下考虑弃风、弃光的储能-新能源-火电多目标优化调度方法。首先,根据现行调峰政策设计储能-新能源-火电调峰市场交易机制,并建立以弃风率、弃光率为基准的新能源交易功率模型、报价模型和依托现行调峰规则的火电报价模型;然后,通过开展新能源与储能、火电之间的双边交易,以新能源中标功率和系统调峰成本为多目标进行出清,优化得到火电机组出力、新能源中标功率、储能充放电功率及出清价格;最后,采用算例进行验证,结果表明所提出优化调度方法在降低新能源弃风弃光率的同时能够显著提高参与调峰市场主体的经济效益。

考虑附加成本的燃气机组深度调峰及电力系统能源效率

由于新能源出力的随机不确定性及源荷分布的不平衡,区域电力系统的调峰压力日益加大,利用燃气机组深度变负荷能力进行调峰是解决该问题的一个思路。分析了中国现有燃气机组的调峰能力,针对燃气机组深度变负荷调峰与启停调峰这两种深度调峰方式,研究了燃气机组深度变负荷调峰过程中的附加成本,提出了其参与系统调峰控制的全过程调峰成本。在全额接纳风电的基础上,以系统发电成本最小为目标,建立了考虑燃气机组附加成本的电力系统经济调度模型。进而从经济、社会、环境角度建立电力系统能源效率指标,评估燃气机组参与深度调峰的经济性与可行性。以某实际电网为实例进行仿真验证,结果表明综合考虑系统能源优化与环境因素,在非采暖期采用燃气机组深度调峰具有合理性;同时需要建立考虑燃气机组附加成本的经济调度机制,以提高电力系统的整体能源效率。

中国天然气储气调峰方式研究

为有效缓解冬季供气紧张局面,保障天然气安全平稳供应,应统筹考虑地下储气库、LNG接收站、气田等多种调峰手段,提出适应中国国情的调峰方式及战略部署。为此,借鉴国外典型国家及地区的调峰经验,归纳出当前中国天然气调峰所面临的主要问题:(1)地下建库地质条件复杂,建设速度缓慢;(2)LNG接收站调峰方式抗风险能力较弱;(3)气田调峰不利于气田科学开发。针对不同地区天然气市场需求量、地质条件的差异,比较不同调峰方式的功能及成本,提出中国天然气调峰的布局方式:(1)东部沿海地区应充分利用低油价的时机,发挥已建储罐的周转能力弥补地下储气库调峰能力的不足,近期采取地下储气库与LNG调峰并重的策略,中远期调峰手段逐渐转向以地下储气库为主,LNG为辅;(2)在四大气区(塔里木、青海、西南、长庆)周边首先应充分利用已建地下储气库进行调峰,当地下储气库无法满足调峰需求时,可利用气田进行辅助调峰;(3)其他地区则应进一步寻找地下储气库建库目标,加快地下储气库建设,以地下储气库调峰为主,管网调配为辅。

调峰市场效用分析与低谷调峰市场设计

分析了调峰市场销售方的调峰成本和购买方的购买效用,建立了调峰效用与发电成本、标杆电价之间的关系。基于调峰市场的效用分析,从社会福利最大化的交易原则出发,推导出了一种新的调峰交易数学模型。该模型证明了可以基于市场成员的边际发电成本获得有效的调峰交易计划,而且还揭示了该调峰交易计划兼具降低全网发电成本、减少排放的功能。针对实际机组的计算,说明了理论分析的正确性。

核电机组参与电网调峰的运行方式及效益分析

核电面临着越来越大的调峰运行压力。研究了核电机组的功率调节、长期低功率运行及延伸运行等调峰运行性能,提出了核电机组参与电网调峰的运行方式。在计算分析核电机组的调峰成本和效益的基础上,提出了核电参与电网调峰的运行位置、判据及调峰平衡算法,并结合实际电网算例作了计算分析。结果表明,核电具有较好的调峰能力,且成本较低,可参与电网日调峰、周调峰及年负荷跟踪,但其调峰深度和速度受到安全经济性的限制。核电机组适当调峰运行,可以提高系统安全性和灵活性,提高资源配置效率。

考虑核电参与的调峰优化运行模型

综合考虑核电调峰成本及安全约束,建立了考虑核电参与调峰的优化调度模型。该模型从经济性和安全性两方面定量分析压水堆核电机组的调峰成本,并引入核电安全价值系数实现经济安全的协调平衡,以机组联合运行总费用最低作为优化目标;在调度问题常规约束条件的基础上,计及了考虑调峰深度和线性功率变化速率的工况转换时间耦合约束条件以满足核电调峰安全运行要求。算例仿真验证了所建立模型的有效性;在调峰运行方式下,核电机组满足安全约束要求,并能够根据系统实际需求选择最优调峰深度和功率变化速率;核电机组参与调峰能够缓解常规机组的调峰压力,减少火电机组启停调峰频率,提升电力系统运行的经济性。

碳捕集电厂的运行机制研究与调峰效益分析

二氧化碳捕集和封存(carbon capture and storage,CCS)是实现电力低碳化发展的关键技术,具有光明的发展前景。作为未来重要的电源选择,碳捕集电厂的运行性能与调整能力将对电网运行的安全性与高效性产生重大影响。结合碳捕集技术的基本原理,深入研究了碳捕集电厂内部的能量流,量化分析了碳捕集电厂的运行区间,并揭示了碳捕集电厂的调峰性能。在此基础上,提出基于"电力系统调峰成本曲线"的分析方法,以直观、简明的方式实现了电力系统的调峰优化决策;并以具有复杂电源结构的电力系统为例进行调峰效果分析,特别测算了碳捕集电厂对电力系统容纳大规模风电接入的贡献率,评估了碳捕集电厂在提高电网运行安全裕度与降低系统调峰成本上的显著效益。

计及非常规调峰的省级电网调峰形势评估

分析了现有调峰裕度指标及评估方法在计及非常规调峰容量时的适用性;根据实际运行时调峰总是平衡的客观实际,提出了纯凝机组调峰出力率和调峰成本两个新指标;并基于传统调峰平衡思路,针对含复杂电源结构的省级电网,设计了一种简单有效的计算方法。利用该方法,可同时计算出常规调峰裕度、纯凝机组调峰出力率和调峰成本3类指标,从而从不同侧面全面反映省级电网的调峰形势。最后,以我国某省网为例,验证了所提指标及方法的有效性。

日前荷源联合调峰主从博弈决策

基于直接统计法获取风电预测误差的概率分布,分析其对日前调峰决策的影响;将高载能负荷与常规电源相联合以提高系统动态调峰能力;针对荷源双方分属不同管理体系,需非集中调控,多目标优化不再适用的情况,采用博弈决策方法。从系统层面出发,将风险惩罚最小的可靠性目标和调峰成本最小的经济性目标作为博弈双方,可靠性为主,建立计及风电预测误差的日前荷源联合调峰主从博弈决策模型,将模型转为两层规划模型,再转为广义优化模型进行求解,获得主从目标均衡时的调峰计划。算例验证主从博弈决策的可行性和有效性。

电网调峰运行问题的探讨

该文分析了电网调峰问题的成因和现状;提出了调峰无重复、调峰成本最低、水电调峰优先和大机组调峰优先等原则;并论述了提高电网调峰能力可采取的措施,主要有积极推行峰谷丰枯电价政策、提高发电机组出力调节水平、加大水电站水库调度力度等;讨论了电网调峰所引发的运行和发展问题。

华北华东地区天然气季节调峰对比分析探讨

选取天然气用户结构差距较大的华北、华东地区(华北地区选取典型城市北京、天津;华东地区选取典型城市及省份上海、南京及浙江),对比分析不同地域的负荷持续特性、天然气季节调峰理论储气量和调峰成本等问题。计算表明,华北、华东地区理论季节调峰储气量占年用气量分别为31%和4%,华北地区天然气季节调峰成本约为华东地区的7.8倍。建议在华北地区发展以非采暖季用气为主的燃气调峰电厂、季节性调峰LNG液化工厂,提高天然气综合利用水平,改变负荷持续特性,降低调峰成本。

基于飞蛾火焰优化算法的火电调峰负荷分配研究

在分析火电调峰成本的基础上,以调峰成本最小化为目标构建了火电调峰负荷分配模型,引入飞蛾火焰算法作为模型求解方法,以重庆电网为例,共设定3种负荷分配场景,同时以粒子群算法和蚁群算法求解效果与飞蛾火焰算法对比,验证了模型及求解算法的高效性和合理性。结果表明:3种场景下,随着调峰需求的增加,优化过程中需要部分机组进行深度调峰和启停调峰才能满足调峰需求,优化后系统调峰总成本分别达到了1976万元、2645万元和3287万元;3种算法求解过程中,飞蛾火焰优化算法收敛速度更快,求解效率更高,且经飞蛾火焰优化后的系统调峰总成本最低,相比传统优化算法具有更强的规避局部最优解能力。

多视角下典型蓄电系统参与调峰对电力市场的经济性影响分析

从多角度分析了不同储能系统的经济效益。基于平准化模型对常规发电领域的传统调峰形式计算了包括燃煤和联合循环机组在内的部分负荷下火电全网平均发电成本。分析了蓄电参与电网调峰时电力系统的燃料消耗变化特性。针对抽水蓄能、压缩空气储能、电池储能3种系统,依次从资源效益侧、社会效益侧、投资盈利侧进行了经济性研究,分析了燃料消耗、装机容量、峰谷电价差、环境效益和电网动态调节对储能系统综合经济效益的影响程度以及储能投资角度的经济性。综合考虑填谷比例的影响,从不同角度给出了相对于传统调峰的调峰经济效益:在填谷比例为20%时,3种储能方式调峰燃料节能效益可达0.001~0.030元/(kW·h),效益主要来源于低谷时火电机组负荷率的提升;从社会效益侧考虑,可产生综合效益0.14~0.23元/(kW·h),其中峰谷差价效益为主要收益,占总收益的58%~76%;从投资侧考虑,抽水蓄能、压缩空气储能、电池储能系统在峰谷电价差分别为0.42、0.452、0.82元/(kW·h)以上时才能实现盈利。

燃气电厂对城市用气季节调峰影响分析方法探讨

随着城市能源结构的调整,我国北方城市天然气发电的比例逐年增加,天然气发电对城市天然气季节调峰产生一定影响,发电用气比例的增加对城市用气季节不平衡性有何种影响程度是值得探讨的问题。本文假设了我国北方某城市区域截止到2020年的天然气负荷预测结果,分"2020年有电厂"和"2020年无电厂"两种情况,以这一假设为基本模型,参考能源工程、电力系统规划中的相关概念,对比分析大型燃气发电对天然气季节调峰的影响。引入了最大月不均匀系数、不均匀系数的偏离度,负荷持续曲线、峰谷比、年负荷率,储气容积、存储比等参数和概念定量分析大型燃气发电导致的负荷的波动和季节调峰需求变化。计算结果表明大型燃气发电能够缩小峰值与各月平均气量的倍数,各月用气量之间的不均衡性、峰值与低谷的倍数(峰谷比)、季调峰储气容积占年用气量的比例(容积指数)也有所减小,供应系统的利用效率提高,发展大型燃气发电使天然气供应系统季节调峰单位成本有所降低。