基于联络馈线负载率松弛约束的中压配电网供电单元划分

当前中压配电网供电单元划分时未能充分考虑相互联络馈线间所供负荷的互补特性,易造成供电单元数量偏多、整体线路利用效率偏低等问题,为此提出了一种基于负载率松弛约束的供电单元划分方法。构建了以供电单元数量最少、各供电单元内N-1校验后转供馈线负载率均衡为目标的中压配电网供电单元划分数学模型;解析了网格中站内供电单元与站间供电单元之间的划分次序问题,并提出了基于馈线负载率松弛约束的站间供电单元划分方法及以此为基础的站内供电单元划分方法。通过实例分析验证所提模型和方法可以对供电单元进行合理划分,节约变电站出线条数与供电单元数量,有效提高配电线路的资产利用效率。

基于粒子群自调节的水力发电机组运行负荷动态分配研究

为了优化资源配置,提高水力供电综合效益,研究基于粒子群自调节算法的水力发电机组运行负荷动态分配。通过水力发电机组负荷变化能耗曲线拟合,了解与建立水力发电耗水量与负荷变化之间的关系;建立机组负荷经济分配数学决策模型,以水力发电耗水最低为目标函数,设置各项约束条件,修正发电机组目标期望值;基于粒子群自调节算法实现对当前发电机组运行负荷动态分配的求解。经实验分析,所提方法动态负荷分配后的负荷率较高,耗水量大大减少,有效提高了发电机组运行的经济性,满足动态负荷分配要求。

350 MW亚临界机组20%额定负荷深度调峰研究

某发电公司4号350 MW机组进行了20%额定负荷深度调峰试验,在降负荷过程中,选取了105 MW、90 MW、80 MW、70 MW工况参数进行测试与分析。研究发现:20%额定负荷下,B/C 2台磨煤机运行,发电最低负荷为72 MW,锅炉最小蒸发量为230 t/h,锅炉主蒸汽压力为11.28 MPa,主蒸汽温度为490℃,再热蒸汽温度为440℃,脱硝入口烟气温度为290℃。在现有条件下,火检信号和炉膛负压波动正常,锅炉燃烧稳定,汽轮机正常运行,环保指标控制在合格范围,辅助设备平稳运行,为后续设备改造及制定合理的逻辑优化方案提供借鉴。

基于数据拟合的江水源热泵系统能效模型研究

采用数据拟合建立了制热工况下江水源热泵机组基础性能系数模型,在此基础上考虑蒸发器和冷凝器侧水温、水量对机组性能的影响,拟合得到变工况下江水源热泵机组制热能效模型;同时基于水泵“最小二乘法”拟合公式,建立了江水取水侧和用户侧水泵能耗模型。依托于重庆市某区域复合供能系统项目实测数据,机组能效模型误差为-5.84%~13.65%,输配系统能耗模型误差为-5.94%~9.99%,说明模型具有较高精确度,在0.2≤ε≤1.0,46℃≤t c,o≤54℃,5℃≤t e,i≤10℃,0.6≤n c≤1.2,0.6≤n e≤1.0范围内能够用于变工况下热泵机组和水泵能耗的有效预测。

宜兴抽水蓄能电站综合厂用电率影响因素分析及控制措施研究

在电力市场化背景下,常规主体参与电力市场交易逐渐成熟,同时对调节性电源参与电力市场交易的规则和要求日趋明确。综合厂用电率是抽水蓄能电站一项重要经济性指标,鉴于此,阐述了抽水蓄能电站厂用电率的构成,分析了影响综合厂用电率的相关因素,同时提出了降低综合厂用电率的控制措施,旨在为抽水蓄能电站综合效率提升工作提供参考和借鉴。

考虑用户负荷特性的低频减载优化策略及实现方法研究

低频减载对于负荷调节的时效性以及准确性要求较高,在负荷削减的过程中存在欠切和过切的现象。同时,负荷调节涉及的用户较多,给用户带来不便,负荷削减还会对设备的正常运行产生影响。针对上述问题,本文提出一种面向用户负荷特征的低频减载分层调节策略。该策略将负荷调节偏差最低、减载用户比例最小作为优化目标;根据高污染、高耗能等不同特征,设置用户负荷的重要等级标签,以此调节参与负荷削减的用户比例,保障普通用户供电正常。此外本文设计了基于负荷控制单元的低频减载系统执行机构,通过预先向负荷控制单元下发调节策略,解决低频减载的时效性和准确性问题。本文通过仿真分析低频减载控制策略的合理性,实现了平均每轮0.87%的较低调控误差,每轮参与负荷削减用户的比例平均值为45%。该策略实现了监测更靠前、切荷更及时、管控更精准的预期目标。

基于背压调整的深度调峰控制策略

为满足深度调峰下电网对AGC速率的要求,在水、煤受限的情况下通过改变背压来提高深调下的AGC速率。在变负荷过程中,改变背压可以提高机组在深调负荷段参与电网AGC的控制品质,减少电网“两个细则”的考核。

夏热冬冷地区冰蓄冷空调的经济性分析

随着城市化进程加快,城市空调夏季电力供应短缺等问题愈加显著。冰蓄冷空调实现了冷量在时间上的转移,具有移峰填谷和经济省钱的优点。本文通过分析用户的冷负荷特性、蓄冷率、蓄冷装置单价等因素对项目静态回收期的影响,得出恰当的蓄冷率及较低的蓄冷装置单价是缩短蓄冷设备投资回收期的关键因素,为夏热冬冷地区的冰蓄冷空调系统项目推广及实施提供了理论指导。

基于SPSS曲线拟合建立车辆单耗与实载率模型

运用统计软件SPSS13.0对统计数据进行曲线拟合,根据拟合曲线确定出实载率与单耗的关系模型,并通过模型分析了实载率变化对运输车辆单耗的影响。分析结果表明,实载率在比较低的区间时,提高实载率对单耗的影响比较大;在实载率比较高的区间,提高实载率对单耗的影响比较小;总体上,单耗下降的比例要比实载率提高的比例大。

凝汽器清洁系数对机组出力的影响规律研究

介绍了凝汽器总体传热系数和实际清洁系数的计算方法。以某核电机组为例,计算并研究了在不同冷却水温度、冷却水流量、凝汽器热负荷条件下凝汽器清洁系数对机组出力的影响。结果表明:在南方地区或带基本负荷的核电机组上,应尽量提高凝汽器清洁系数;在评估大修后的凝汽器性能时,应注意冷却水温度的变化及方向。

天然气热电冷运行模式对发电成本影响的研究

根据天然气热电冷系统运行的特点,建立了一个考虑投资、燃料价格、供热和供冷效益的成本分析模型,模型反应了产热和产冷的收益,计算出的发电成本能客观地揭示天然气热电冷系统的经济性。对影响GTCC、CCHP和BCHP经济性的主要因素,如投资、天然气的价格、机组效率和的负荷率等进行了全面分析和研究,并得出了提高经济效益的模式。

大情字井油田下泵深度及抽油机机型优选

大情字井油田自2000年进行滚动开发以来，对合理下泵深度的确定，一直处于摸索试验过程中，至今没有合理统一的认识。开发过程中存在两种不同的意见，油藏研究认为应该加深泵挂，以最大程度地满足提液要求；采油工程部门认为下泵深度必须合理，以获得最大的提升免修期和系统效率。文章对大情字井油田下泵深度的优选提出了新的研究思路，并经过对油田前期大量生产数据的统计利用，系统地进行数据回归分析，从而优选出合理的泵挂。在优选出合理泵挂的基础上对节能抽油机的选型提出了新的认识，进一步推动了大情字井油田节能抽油机的合理配备，使抽油机载荷利用率长期处于合理水平（60％～85％）。

塔河油田抽油机效能提升技术研究与应用

塔河油田抽油机及电动机配置偏大,地面效率与系统效率偏低,结合1000余台抽油机效率实测数据,得出了塔河油田抽油机效能目标值为70%,围绕提高电动机效率制定了地面效能的提升方案。研制了抽油机智能姿态控制器,实现对电动机的速度、位置、电流、扭矩、电压等电参数的独立闭环控制,从而自动控制驴头上、下止点附近平稳的加速和减速及低速运行,减少冲程损失、提高泵效、减小抽油杆冲击载荷。矿场应用表明,姿态控制器可显著降低上、下冲程电流,可使悬点最大载荷降低3%-10%,上下冲程载荷差减小10%-25%,电动机输入功率减小20%-30%,节电20%以上。

热电机组比重及热负荷对风电消纳率影响的研究

为了研究电网对风电的接纳能力,根据冬季典型日的热、电负荷以及风电出力特性,提出一种独立电网中含热电机组、纯凝机组和风电机组等电源结构的热、电负荷优化分配方案,并根据优化结果研究了热负荷对风电消纳率的影响。在对煤电机组中的纯凝机组和抽凝式机组分别建模的基础上,构建了一种电负荷由全网机组平衡、热负荷由各热电厂就地平衡,以发电煤耗最小为目标函数,且对风电弃风进行惩罚的节能调度模型。算例分析结果表明,热负荷变化将引起系统优化调度、风电消纳率发生变化。

考虑煤耗率的火电机组灵活调峰对风电消纳的影响效果研究

火电机组灵活调峰是提高电网中风电消纳的重要手段之一,然而火电机组在灵活调峰运行时的煤耗率较其正常运行模式有所提高,现有电网调度模型未考虑该特性。本文采用分段线性函数表示考虑煤耗率的火电机组发电费用函数,建立灵活调峰火电机组与风电机组的日前机组组合优化模型,该模型采用现有线性规划方法进行求解。最后采用实际风电机组和火电机组数据基于IEEE-30母线系统进行验证。结果表明,本文提出的分段线性函数可以较好地拟合机组煤耗率与出力的关系;火电机组深度调峰运行时煤耗率较其正常运行有所提高。本文计算方法有助于降低系统运行总费用,提高电网中的风电消纳量。

凝汽机组改供热后对运行经济性的影响分析

针对供热改造机组,定性分析了机组供热后对发电煤耗率和可调发电负荷的影响,并通过对135 MW和300MW机组在不同供热模式下的定量分析,提供了凝汽式机组改供热的节能效果及对负荷的影响,为电力调度部门合理安排负荷,实现节能发电调度提供了一定的依据和参考。

凝结水节流控制与经济效益分析

凝结水节流参与火电机组负荷调节,可以在提高或者不降低机组负荷响应性能的条件下,有效降低汽轮机调节阀的节流损失,提高机组运行的经济性和安全性。在分析凝结水节流动态模型的基础上辨识得到了某600 MW机组凝结水流量与负荷之间的传递函数,提出了凝结水节流的模糊自适应控制算法,在此基础上开发的凝结水节流控制系统在某600 MW亚临界机组上实际投运,效果良好。试验结果表明,在保证机组安全性的情况下,对凝结水最大节流幅度为800 t/h左右,调节负荷的响应时间为10 s,负荷响应幅值为9MW;KP值(机组所在电网考核机组调节性能综合指标)提高了10%左右,并且在400、450、500MW3个典型负荷点高压缸效率提高1.42%、1.20%、0.99%,平均降低煤耗约1.77、1.26、0.91 g/(kW·h),从而证明了凝结水节流控制对负荷响应速度提高和经济性提高的有效性。

增加一级回热抽汽对低负荷下汽轮发电机组热耗率的影响分析

随着可再生能源发电并网，对大型火电机组负荷率降低，机组经济性降低。以某600MW机组为研究对象，定量分析了增加一级回热抽汽对低负荷下汽轮发电机组热耗率的影响。研究表明，无论新增加热器抽汽位于现有压力最高加热器抽汽点前的高压缸哪一级，汽轮发电机组的热耗率均降低；汽轮发电机组低负荷运行时，在不同位置加一级抽汽对汽轮发电机组热耗率影响程度不同，综合考虑，汽轮发电机组在100％～50％负荷运行时，新增回热抽汽应位于高压缸第2压力级级前，此时汽轮发电机组经济性最高。此项研究可为汽轮发电机组低负荷下提高运行经济性提供理论指导。

电力系统中抽水蓄能机组低频切泵优化策略

介绍了抽水蓄能机组的低频切泵的两种策略并进行对比分析。电力系统在遭受大扰动且出现较大功率缺额时,为了维持电力系统频率稳定,提出了抽水蓄能机组低频切泵优化策略。以电力系统的频率变化量或其变化率为依据,确定系统中抽水蓄能机组的切泵量,并且在电网减载装置动作之前完成快速切泵卸载,使电网在不采取措施减少用户用电负荷的同时保证电网频率在正常运行范围内。仿真结果表明,采用频率变化率确定切泵卸载量,频率恢复更加迅速,频率最低点相对较高,缩短系统低频运行时长。

火电湿冷调峰机组真空严密性评价

火电湿冷机组通常采用真空严密性试验对机组负压系统的严密性进行评价,该方法可以有效评价平均负荷率大于80%的机组负压系统的泄漏率,并使机组经济性得到保证。但是,对于调峰尤其是深度调峰运行的机组,现有的行业标准并未对低负荷工况下机组的真空严密性评价方法做出规定。机组调峰运行处于低负荷阶段时,凝汽器热负荷、进入系统的空气总量、负压系统容积和真空抽吸装置的容量变化等均会对真空严密性的合格值造成不同程度的影响。对此,以某超临界350 MW机组为例,探讨了在调峰低负荷区域时机组真空严密性的定性评价方法以及针对上述影响因素的定量修正方法,得出该机组在60%负荷下对应的真空严密性合格标准为304Pa/min。该方法实用性强、评价方法简洁,可为调峰运行已经成为常态的火电湿冷机组的日常负压系统评价提供依据。