煤电机组灵活性改造典型方案经济性分析研究

近年来,水电、风电和太阳能发电的装机规模增长迅速,随之而来的新能源消纳问题也变的严峻。提升电力系统灵活性,进行煤电的灵活性改造是提升新能源消纳能力的有利措施。本文介绍三种典型火电灵活性改造技术路径:机组技术改造、熔盐储能技术以及电极蒸汽锅炉方案,并梳理江苏省电力市场的相关政策,在此基础上进行三种方案的技术经济分析。结果表明,三种方案都具有一定的经济效益,其中电极锅炉方案效益最优,机组技术改造经济效益次之,熔盐储能方案效益弱于前两种方案,并介绍不同方案的优缺点。

多视角下抽水蓄能项目对电网的支撑效益分析

抽水蓄能作为构建新型电力系统的重要组成部分,对于提升新能源利用水平以及服务碳达峰碳中和目标具有关键作用。通过构建一套多视角的效益分析模型,分别研究了抽水蓄能项目在支撑省级电网调峰和支撑新能源基地送出两个场景中与其他可替代资源的效益对比。本文的研究可为抽水蓄能电站的建设提供指导性建议,以及为后续的抽水蓄能价值刻画研究提供新的思路和参考,进一步推进抽水蓄能的整体建设。

哈密至郑州特高压直流对受端电网影响分析

哈密至郑州±800 kV特高压直流是我国第1条风火打捆外送的直流工程,也是华中电网受入的第1条大容量直流线路,其建设对华中电网调峰以及安全稳定有较大影响。提出了大容量直流对受端电网的要求,通过分析分区电力平衡及电网结构,论证了哈密受端换流站应落点郑州东部;电力系统运行模拟计算表明华中电网自身调峰能力是可以满足直流送入需要的;电网稳定仿真计算表明华北至华中交流断面是受端电网的薄弱环节,需要加强该断面输电能力或者降低断面输送容量以保证电网安全稳定运行。

基于天气分类的风电场群总体出力特性分析

分析风电场群总体出力特性有助于缓解大规模风电接入后的系统调峰压力,提高风电接纳水平。研究了在不同天气类型下,风电场群总体出力的特性规律。基于气象再分析数据,利用主成分分析和层次聚类法,对影响风电场群地理区域的天气类型进行分类,识别出若干种典型的天气类型。然后结合实际风电出力数据,对不同天气类型下的风电总体出力的波动性和平滑效应进行分析,揭示了天气类型与总体出力特性之间的内在联系。以蒙西电网6个风电场为研究对象,分类得到影响上述风电场的8种典型的天气系统,并对这8种天气类型下风电场群总体出力的特性进行研究。最后基于IEEE 24节点系统分析了在不同天气类型下,风电场群总体出力接入后对系统调峰能力的影响,并根据分析结果对电网调度提出了建议。

基于PSASP自定义模型的核电机组动态响应仿真

根据压水堆核电厂物理过程的热工水力学分析和能量转化与传递规律,在电力系统分析综合程序(PSASP)中建立了适用于核电厂内部动态和电力系统暂态稳定计算的压水堆核电厂的集总参数模型。仿真分析了核电机组的功率调节特性,包括自稳定性、自调节性和功率调节系统作用下的功率阶跃和线性升降特性等。结果表明,由于负温度效应,压水堆具有自稳定性和自调节性,可承受一定的外部干扰和至少10%Pn的功率阶跃;在功率调节系统作用下,核电机组的功率调节速率可达到5%Pn/min,能满足电网调峰的要求。

西北电网调峰成本补偿研究

针对西北电网水电机组调峰成本没有得到合理补偿的问题,研究调峰成本补偿的合作博弈方法.以西北电网现存的调峰问题为研究背景,在定量分析火电机组支付水电机组调峰成本补偿费用的基础上,提出基于合作博弈论中成本分摊理论的调峰费用分摊方法.分析了调峰费用分摊问题的凸博弈特性以及核仁分摊法和Shapley值分摊法的特点,并将其应用于调峰费用的分摊.算例分析表明,调峰费用分摊问题满足个体理性、联盟理想和全局理性条件;相比于传统的比例法,提出的分摊方法具有公平性优势,能够实现调峰费用的有效分摊.

供热期调峰约束下电网弃风情况分析

在研究供热期电网弃风机理基础上，分析热电联产机组电热耦合关系，并建立考虑电力系统和热力系统约束的区域电网调度模型，定量分析风电渗透率、热负荷水平及电负荷水平对弃风影响。算例使用CPLEX优化软件求解，结果表明：供热期负荷低谷时段，热电联产机组调峰容量为额定容量的20％，严重挤压风电上网空间，导致大量弃风；热电联产机组热负荷水平由额定容量的68．3％下降到52．4％，可减少30％弃风。

相变储能技术在电力调峰中的工程应用

介绍几种相变储能技术在电力调峰中的应用,进行相变蓄能电采暖装置应用的技术经济分析。认为电热相变蓄热装置体积小,寿命周期成本低,投资回收年限短,应为蓄热式电采暖的首选形式。实行谷期电价是峰期电价的1/4,对电力供求方都是有利的。

水电/火电机组调峰能力的评估与激励

分析影响水电/火电机组调峰能力的6项重要因素:最大技术出力、最小技术出力、启停时间、出力调整速率、出力变化幅值、水电弃水调峰,提出机组调峰能力的模糊综合评估方法.建立综合考虑电网调峰任务、各机组调峰能力、各机组上网电量的机组调峰能力经济激励机制数学模型.对西北电网的仿真计算结果表明,提出的评估方法能够正确反映上述6项因素对机组调峰能力的影响,建立的激励机制能够有效激励机组提供调峰服务并提高其调峰能力.

西北地区抽水蓄能发展研究

面对我国西北地区未来风电大规模开发趋势,需要深入研究西北地区建设抽水蓄能电站的可行性,以便促进风电有效消纳。提出了抽水蓄能电站发展研究的思路、原则和方法,结合常规水电开发和抽蓄电站选点,以全社会电力供应总成本最低为目标,以清洁能源有效消纳和电力电量平衡等多种因素为约束条件,提出了西北地区抽水蓄能电站的合理可行的开发规模、布局,为西北电网制定抽水蓄能发展规划和管理措施提供参考。

南方电网抽水蓄能电厂运行情况分析

预计至2020年,南方电网抽水蓄能装机将达到11 500 MW。本文介绍了抽水蓄能电厂在南方电网中的作用,总结了南方电网抽水蓄能电厂,主要是广州蓄能和惠州蓄能2009年运行情况,指出了广州蓄能机组启停次数过多、惠州蓄能机组启停成功率偏低、蓄能机组整体运行经济性有待优化提高等问题,并给出了相应的建议。

基于序贯蒙特卡洛随机生产模拟的风电接纳能力评价方法及应用

针对风电并入电网系统运行状况的变化,提出了基于序贯蒙特卡洛仿真的随机生产模拟滚动试探算法并应用于实际工程。该方法计及元件强迫停运、机组启停限制、运行经济性、系统供热期与非供热期、风电出力波动性、时序性等因素,将多时段优先顺序法融入计算体系,算法除提供传统经济性和可靠性指标外,新增了调峰不足系数、弃风率等调峰评价指标。对我国东北某省级电网实际数据进行计算分析,比较了风电并网前后对技术经济指标及火电机组运行的影响,重点评估了强化系统约束、不同计算时间粒度对调峰评价指标的影响,详细分析了每日各时段的全年平均的弃风差异及原因,验证了所提方法的合理性和工程应用价值。

基于热网与建筑物储热解耦的调峰能力提升方案

针对中国"三北"地区供热期热电联产机组"以热定电"运行模式所形成的电热耦合运行约束造成系统调峰能力不足进而导致大量弃风的问题,提出了利用热网与建筑物储热来解耦机组电热耦合运行约束的方案。通过对促进风电消纳的潜力估算以及与现有几种消纳弃风方案的投资对比,分析了所提方案的技术可行性,并通过构建热电联合调度模型给出了技术实现方法。以东北电力调峰辅助服务市场专项改革试点为背景,结合市场运营规则的归纳与抽象,分析了方案实施对市场各主体的出力和深度调峰辅助服务费用产生的影响,在此基础上阐述了实施该方案给各主体个体和系统整体所带来的效益。通过算例进行的验证表明,在个体层面热电联产机组有意愿利用所提方案主动参与调峰,进而能够在整体层面实现系统稀缺调峰资源的优化配置。

风电并网后对华北电网调峰的影响

风电并入电网给系统的调峰带来很大影响,风电特有的随机性、波动性等特性影响着系统的稳定运行。文章针对风电并网后对电网调峰的影响问题,以华北电网的实测数据为分析对象,直观显示了风电出力在不同时段的波动特性。对比分析了风电的月、日出力特性与华北电网的负荷特性之间的关系,讨论了风电并网后对华北电网调峰的影响,得到了风力发电给电网调峰带来负面影响的关键月份。论文成果对于风电并网参与调峰提供了参考。

基于小波分析的风电系统负荷调峰

针对风电系统负荷调峰问题,以减少调峰机组的爬坡出力次数与能源消耗为目的,提出了一种基于小波分析的负荷调峰方法。该方法采用近似对称光滑的紧支撑双正交小波db4(Daubechies函数)作为小波基,通过多分辨分析的Mallat算法对预测等效负荷进行2尺度分解,并将其中低频基础负荷分配给负荷调峰机组。仿真算例将该方法与未含小波分析的负荷调峰方法进行了对比,比较结果证明了其调峰性能优于后者。这表明该方法具有良好的调峰性能,能使调峰机组出力较为平缓,有效减轻对调峰机组的损耗和减少能源的消耗。

考虑调峰权交易提高风电二次消纳能力的热电联合经济调度

"三北"地区冬季供暖期,热电机组因"以热定电"约束导致系统调峰能力不足,是造成大量弃风的主要原因之一。调峰权交易可以激励热电机组参与调峰的积极性,为风电提供上网空间。因此,首先建立了风电与热电机组调峰权交易方式,制定蓄热式电锅炉启停控制策略和风电二次消纳方式;其次,推导风电和热电机组参与调峰的可行性系数,分析可行性系数值确定单位发电权价格;然后,建立了以调度周期内收益与成本之差最大的热电联合经济调度模型;最后,采用改进粒子群对所提模型进行求解。仿真结果表明文中构建的热电联合经济调度模型能够激励风电和热电机组参与调峰的积极性、减少弃风功率和提高系统整体经济效益。

西北电网负调峰能力及受此约束的风电接纳大小分析

为了更好地使用风电再生能源,使其顺利并入电网,在定义"负调峰能力"的基础上,给出了含风电接入系统的负调峰能力计算公式,据此分析了影响调峰能力的主要因素。以2014目标年西北电网为例,计算分析了该电网负调峰能力,给出了受此约束的风电接纳大小。

小浪底水电站经济性分析

从河南电力系统1995～2015年容量扩展的最小费用出发,分析论证了小浪底水电站的最优装机进度及经济效益。研究结果表明,小浪底水电站的最优装机进度是:1999年投运60万 kW,2000年投运120万 kW,2002年投运180万 kW。为了满足河南电力系统日益增长的电力电量需求,建设小浪底水电站可为国家节约电源建设投资约12.78亿元,每年节约标准煤165～188万 t,年发电经济效益净现值约为2.43亿元。

吉林电网建设核电站前景分析

根据国家现行的关于核电发展的方针政策,以三代核电技术机组为例,结合吉林省一次能源赋存情况及电网发展情况,从一次能源供应、电源结构、节能减排及核电安全性等多方面,对吉林电网建设核电站进行前瞻性分析。分析结果表明,受吉林省一次能源匮乏,电源结构单一,环保压力大等多方面因素影响,合理有序地发展核电站是适宜的。同时,受现有电源结构制约,为缓解电网调峰压力,核电站应考虑参与系统调峰。

环境规制、FDI与能源消费碳排放峰值预测——以西北五省为例

基于STIRPAT模型,运用情景分析法对西北地区2017-2030年能源消费碳排放进行预测,在高、中、低三种环境规制强度下设定出9种发展模式,以分析环境规制与FDI对能源碳排放峰值的影响。研究表明:(1)在初始发展情境下,西北地区2030年碳排放总量为70 273.07×10^4 t,无法实现碳排放达峰目标。(2)低环境规制背景下,高、高中、高低三种发展模式2030年能源消费碳排放额为73 550.53×10^4 t、64 881.98×10^4 t、56 296.96×10^4 t。(3)中、高环境规制下,中低、低两种发展模式分别于2025年、2020年达到碳排放峰值,峰值额度为53 447.15×10^4 t、51 022.68×10^4 t。能源碳排放强度为0.86 t·(10^4元)^-1、0.68 t·(10^4元)^-1,相比较2005年碳排放强度下降48.38%、60.14%。9种发展模式中,仅中低、低两种发展模式能够如期实现碳排放峰值任务,表明严格的环境规制政策能够有效减缓西北地区能源消费碳排放,为促进西北地区碳排放峰值目标如期实现,针对西北地区碳减排工作提出了相应对策建议。