计及电力现货机会成本的构网型储能电站调频辅助服务竞价出清双层博弈模型

构网型储能是保障新型电力系统安全稳定运行的重要灵活性资源,作为独立市场主体提供调频辅助服务,对解决系统调频能力短缺问题具有现实意义。该文通过构建双层博弈模型,研究构网型储能在调频辅助市场中的竞价交易行为和市场出清过程。首先,明确构网型储能参与调频辅助市场的整体架构。然后,将构网型储能电站作为独立的竞价主体,建立计及电力现货机会成本的构网型储能电站调频辅助服务双层博弈模型,调度中心作为上层领导者追求购电成本最小化,构网型储能电站作为下层跟随者则以实现自身收益最大为目标,双方形成主从博弈关系。最后,通过算例验证所提出模型的合理性与有效性,并探讨构网型储能电站申报及市场出清参数对结果的具体影响,为构网型储能的市场运行提供模型支持。

可再生能源电解水制氢系统规划优化与生产模拟

可再生能源电解水制备所得的氢气,可助力部分难以实现电气化替代的部门深度脱碳,并推动不同部门和能源网络之间形成协同效应。系统配置与生产运行方案的优化是降低绿氢制取成本、提升其经济竞争力的关键。本文提出了一种可再生能源电解水制氢系统规划优化与生产模拟模型,深入分析风电/光伏、电化学储能等关键设备以及电解槽的容量配比、电价水平等关键因素对氢气平准化成本的影响机理,并结合西北、东南2个代表性地区开展典型案例研究。研究结果表明,用电成本是影响绿氢经济性的主要因素,绿氢项目向新能源富集地区聚集,在少数优质资源地的绿氢制取成本已降至20元/kg左右。若未来电价水平与当前基本持平,绿氢项目运行模式将逐步由并网向将电网作为备用的模式转变。研究结论可为绿氢项目的规划建设提供理论指导与重要参考。

基于“电-氢-电”过程的规模化氢储能经济性分析

在“碳达峰、碳中和”战略背景下,氢能的重要性不断提升。当前,基于“电-氢-电”过程的氢储能总体处于示范应用阶段,储能成本是其形成竞争力的关键,但是关于规模化氢储能平准化成本(LCOES)的针对性研究未见报道。本文首先建立氢储能LCOES模型,对25 MW规模的氢储能电站系统进行了定量分析,而后预测了未来场景下的LCOES水平。结果表明,氢储能系统LCOES为4.758元/kWh,初始投资中制氢系统占比最高(44.66%),运行成本中制氢成本占比最高(42.99%)。电价对氢储能成本有一定影响,其每下降0.1元/kWh,LCOES降幅8.18%。虽然提升发电效率难度较大,但对氢储能的经济性非常关键,其每提升10%,LCOES平均降幅11.88%~12.50%。制氢系统和发电系统设备价格同时下降10%可带来LCOES 6.06%的降幅。储能时长对LCOES的影响较大,尤其是在时长较短时。当储能时长在4~8 h范围时,每增加1 h时长可使LCOES平均下降0.394元/kWh。未来随着水电解制氢和燃料电池设备价格的下降及效率的提升,氢储能有望成为长时、长周期储能领域具有竞争力的技术路线。

双碳发展目标下省级电网新型储能规划方法研究

随着双碳目标和新型电力系统的发展,独立储能电站和共享储能模式得到业界认可,储能电站的规模也越来越大,省级储能规划的重要性逐步提升。本文基于新能源时序生产模拟技术建立一套以提升新能源消纳率为目标的省级电网新型储能仿真模型,并结合度电成本变化趋势优化省级电网储能配置。以某省级电网为例分析2030年和2040年的新型储能配置方案,通过生产模拟和配置优化有效提升省内新能源的消纳水平,验证方法的合理性和有效性。

基于氢储能系统储氢压力优化的大规模储氢经济性分析

氢气压缩机和储氢容器的设备成本超过加氢站设备投资的50%,储存压力对两者选型和系统经济性有重要影响。为满足可再生能源制氢系统经济高效储氢的需求,针对构建的系统模型研究不同储氢压力等级对氢储能系统压缩能耗和初始投资的影响,在3和45 MPa两个压力等级之间选定5个储氢压力等级,分别为12、17、20、25、30 MPa,综合分析后采用20 MPa作为中间级储氢压力。同时,氢储能平准化电力成本随储能容量的增大呈快速下降趋势,适用于大规模储能场景。研究发现,氢储能对电价敏感,分析认为与“电—氢—电”系统中电解水制氢工艺耗电量大且系统效率较低有关。

电网级大规模储能的电池技术进展

探讨电网级大规模储能的重要性,包括平衡电力系统负载、促进可再生能源并网、减少发电设施建设规模及提高供电可靠性等方面。介绍不同类型的电池技术在电网中的应用及面临的挑战,如循环寿命、安全性、经济成本等,并提出创新优化方向,如材料创新、智能化电池管理系统、模块化与集成化技术、与可再生能源的协同技术及经济性分析与市场拓展等。

基于平准化成本的大规模新能源基地混合储能容量优化配置分层迭代方法

针对大规模新能源基地混合储能配置,从工程实用出发,兼顾求解效率,提出基于平准化成本的分层迭代优化计算方法。顶层采用简化储能模型,初步计算含新能源消纳率与联络线功率约束的储能经济容量总需求;中层根据总容量需求与不同形式储能的特性,计算备选类型储能平准化度电成本;底层选取成本最小的储能形式,进一步考虑规模限制、循环效率、充放电特性、循环寿命等约束条件进行校核计算,并反馈至顶层模型迭代,直至得到满足全部约束的结果。通过西北地区某新能源基地算例验证了方法的有效性。

基于ESG理念的新型电池储能综合价值测算及经济性评估

基于ESG(环境、社会、治理)理念,采用双指数学习曲线函数,模拟储能成本动态变化过程,根据动态全寿命周期成本和综合价值,构建新型电池储能经济性评估模型,依据江苏省新建储能电站相关数据,考量新型电池储能的综合价值,验证模型有效性。结果发现:当前新型电池储能电站建设成本高,价值回收难以补偿全寿命周期成本,制约新型电力系统发展。仿真结果表明:当储能成本降至2900元/kW时,新型电池储能能够达到投资边界值,经济上可实现大规模应用。

适应可再生能源消纳的储能技术经济性分析

低成本储能技术是碳中和目标下高渗透率可再生能源系统的重要支撑技术。现有储能技术经济性研究一般基于储能产品技术参数评估平准化充放电成本(LCOS),缺少结合具体应用工况的储能技术路线对比分析。在未来以新能源为主体的新型电力系统中,储能的运行工况将发生明显变化,技术经济性定量预测研究是储能技术路线选择和激励政策设计的重要参考依据。本文尝试以国内西部地区新能源配置储能为案例,以LCOS为主线定量分析各类储能技术在新能源消纳应用场景下的成本变化趋势,并评估系统调峰时长、调峰频次、可再生能源弃电率等因素对储能需求规模及其LCOS的影响。

高温熔盐在太阳能热发电中的应用

高温熔盐蓄热技术是熔盐在新领域的又一应用,有着广阔的发展前景。本文介绍了高温熔盐的特性及常见熔盐的种类,比较其性能的优缺点,重点探讨了硝酸熔盐在太阳能热发电中的应用。通过实例的具体数据,对其应用的可行性进行了分析,结果表明硝酸熔盐更能减少发电系统成本,将是今后太阳能热发电中主要的蓄热和传热材料。

基于固体填料床的泵热储能系统热-经济性分析

泵热储能技术因其具有大规模化、成本较低且无地理条件限制的优势,在未来电力系统中扮演着十分重要的角色。针对采用固体填料床且基于可逆焦耳-布雷顿循环的泵热储能系统,开展了不同设计参数对系统热-经济性的影响规律研究,结果表明:系统综合效率随着最大充电温度、做功部件多级效率和填料床孔隙率的增加而升高;当选取氦气为工质,磁铁矿为储热介质,且最大充电温度为850 K时,多级效率为92%,填料床孔隙率为46%时,得到最大综合效率72.45%。系统平准化储能成本随着最大充电温度和做功部件多级效率的增加而降低;当选取氦气为工质,磁铁矿为储热介质,且最大充电温度为850 K时,多级效率为92%,填料床孔隙率为40%时,可获得最小平准化储能成本0.211美元(/kW·h)。

基于双层规划模型的用户侧混合储能优化配置

利用用户侧峰谷电价差,优化配置储能系统并合理调度可降低用电成本。本文提出一种铅酸电池-超级电容混合储能系统的双层规划模型,以储能投资年回报率为外层目标函数,在目标函数中考虑了储能削峰填谷收益、需量防守收益、全生命周期成本等因素;以储能日调度收益为内层目标函数,研究了储能各时段最优充放电功率。在构建混合储能系统模型时,考虑到铅酸电池和超级电容在能量、功率特性上的不同,在约束条件中加入充放电频率约束对不同储能元件日运行充放电次数进行限制。基于某电力用户实际负荷,采用粒子群算法和CPLEX求解器对双层规划模型进行求解,得到混合储能系统的最优配置,验证了混合储能模型在月综合收益、年投资回报率上均优于单独储能系统。

计及混合能源共享站的多微网系统双层混合整数规划

为解决高比例可再生能源背景下的区域综合能源系统季节性电量不平衡的问题,提出一种计及季节性氢储的混合能源共享站,并以此构建含混合能源共享站的多微网能源系统。随后,为突出能源共享站在季节性电能互补中的作用,提出以联盟微网系统运行成本最低为上层优化目标,系统内净负荷均方差最小为下层优化目标的双层混合整数规划,并对模型的求解过程进行说明。由于能源共享站由联盟微网系统自身建造,各微网之间还存在着合作关系,因此,提出基于交互价值贡献度大小的纳什议价方法,对能源共享站成本及联盟额外利润进行分配。算例结果表明,该模型可有效减少各微网的运行成本和微网内负荷均方差。为解决区域综合能源系统中可再生能源季节性不平衡问题提供参考。

光储项目成本效益模型及平价上网预测研究

为科学、准确地确定光储项目的经济性和平准化度电成本(LCOE),考虑技术进步、政策调控等因素的影响建立光储项目成本效益模型、LCOE模型以及系统动力学仿真模型。以河北省光储开发项目为案例,分别在有无补贴的情况下应用模型,对光储项目LCOE、内部收益率和综合效益等指标进行仿真分析。选取青海省、云南省光储开发项目做对比研究,测算出光储项目在上述3省中实现平价上网的不同临界点。所建模型可用于分析光储项目成本效益、测算LCOE值、预测光储发电实现平价上网的初始年份。

云计算环境下SaaS服务可伸缩性评估方法研究

针对云计算环境下Saa S服务可伸缩性的分析评估问题,通过分析Saa S服务伸缩性需求和特点,给出其可伸缩性定义,并且提出一种新的可伸缩性评估模型和度量指标,具体包括:资源利用率、资源生产率、收敛性。最后,基于亚马逊EC2云计算平台,对评估模型和方法进行实例验证。

手术室低值耗材三级库信息化管理模式的构建及应用

目的探讨三级库信息化管理模式在手术室低值耗材使用管理的应用效果。方法运用电子信息技术,建立各类手术低值耗材信息化标准模块,并确立每个手术间各类低值耗材基础数。手术间护士依据各类手术低值耗材标准化模块以及实际消耗的品种、数量制成电子请领清单向无菌耗材库请领,实现规范、快捷配送至手术间,保证手术配合质量和工作效率。结果应用信息系统对手术室低值耗材使用实行三级库管理后,低值耗材准备时间、低值耗材供应时间、连台手术衔接时间均少于应用前(P<0.05)。巡回护士在位率由应用前的83.04%提升至应用后的85.82%。结论采用三级库信息化管理模式对手术室低值耗材进行管理,可确保手术安全,有效提高工作效率和工作质量,为手术室高效运转提供良好保障。

飞轮和化学储能UPS在数据中心的应用对比分析

锂电池储能形式UPS在A级数据中心已有设计案例,飞轮储能作为新出现的储能形式受到了部分建设方的关注。本文以某实际工程参数为例,基于建设方所关注的后备时间、使用寿命情况、造价、供电可靠性、占用土建面积等角度来分析两种储能形式的特点。结果显示,在现阶段飞轮储能模式暂不适合作为A级数据中心UPS储能形式,理论上可以用于C级数据中心。

梯次利用电池储能电站经济性评估方法研究

电动汽车退运电池用于储能电站的经济性是业界关注的焦点。文章通过分析梯次利用电池储能全寿命周期成本,结合平准化成本(LCOE)分析原理,建立了考虑梯次利用电池运行特性和寿命特征的梯次利用电池储能平准化成本分析模型。将该模型应用于算例分析,并对比分析了梯次利用电池储能与新电池储能的平准化成本。在此基础上,探讨了影响风电项目LCOE的敏感性因素,分析了储能电站的充电来自弃风及增加政府补贴两种情景下梯次利用电池储能的经济性。

燃煤电厂碳捕集、利用与封存技术和可再生能源储能技术的平准化度电成本比较

作为同样可调可控的稳定低碳电源,燃煤电厂碳捕集、利用与封存(CCUS)与可再生能源储能技术的成本竞争性值得进一步探究。本文利用学习曲线模型比较了二者平准化度电成本(CLCOE)在2020—2030年间的竞争性变化,也进一步厘清了弃风弃光省份中二者的CLCOE水平。结果表明:目前,燃煤电厂CCUS较可再生能源储能系统具有竞争优势,如果燃煤电厂CCUS难以得到快速发展,到2028年,将丧失与可再生能源储能竞争的可能;到2030年,燃煤电厂CCUS平价上网的碳价需求水平为136~189元/t,但就目前的碳价发展趋势而言,通过碳收益实现平价上网存在难度;在弃光省份,燃煤电厂CCUS可通过调整发电小时数扩大与光伏储能技术的竞争优势;在绝大多数弃风省份,如河北、山西、内蒙、辽宁、吉林、黑龙江、贵州、陕西、宁夏、甘肃和新疆,其燃煤电厂CCUS在现有条件下较风电储能具有绝对的CLCOE优势。

民航机场APU电能替代的离网光储系统配置研究

推进航空机场的辅助动力装置(auxiliary power unit,APU)替代是绿色机场建设的一个重要环节,针对远机位点APU替代受配电增容改造及安全限制的影响,提出采用配置光储系统作为APU替代的方案。首先构建基于飞机航班动态变化下的远机位APU替代的负荷特性模型,然后提出满足动态负荷特性模型下的光储最优容量配置的双层模型,其中外层模型考虑光储系统建设成本最优的目标,内层模型计及储能充放电约束的运行优化,最后基于内层模型的Karush-Kuhn-Tucker(KKT)条件将内层模型转化为外层模型的附加约束,将双层模型转化为单层混合整数线性规划问题求解。通过某民航机场的夏季和冬季航班数据验证所提方案的正确性,表明配置光储系统替代远机位点APU的合理性。