考虑用户满意度的温控负荷能效综合指标模型和调峰策略

电力系统峰谷差的不断加大,使得电力系统需要更多的调峰容量。温控负荷作为需求响应的重要资源,可以为电力系统提供调峰容量。为帮助调度侧实现基于能效管理的温控负荷调峰,提出了考虑用户满意度的温控负荷能效综合指标模型和调峰策略。首先,基于模糊子集方法,提出考虑用户满意度的温控负荷能效（energy efficiency ratio consideringsatisfaction,EERCS）的计算模型,帮助调度侧对大规模温控负荷能效水平进行评估。然后,建立温控负荷调峰容量评估模型,用于在调峰时估计温控负荷调峰容量。最后,在此基础上制定调峰策略。调度前,确认温控负荷是否可接受调度,并计算温控负荷的EERCS值和调峰容量;调度时,根据EERCS值对用户进行排序,优先调用EERCS 值低的温控负荷,提高温控负荷群的用户满意度水平,进而提高温控负荷群的能效水平。接着,基于中国东部某城市585户电力用户的真实数据,仿真了在不同功率缺额下的调峰结果。该算例表明,所提的调峰策略可有效提高温控负荷群的综合能效水平。     

江苏沿海陆地风电场出力对地区综合负荷特性影响的分析

对江苏沿海已经并网的陆地风电场出力特性及含风电场的地区综合负荷特性进行调查研究,分析了基于实测结果的含风电场的综合负荷特性典型值和预测值。分析结果表明风电场的投运恶化了地区负荷特性并对系统的调峰容量提出了更高的要求。此外,基于实际风电场的综合负荷特性及预测值还可以为电网调峰规划、调峰容量的配置等提供参考。     

国产12.5万千瓦、30万千瓦机组的调峰能力

近年来,由于华东电网设备容量增加(79年底已接近930万千瓦),最高负荷升高(81年已接近700万千瓦),峰谷差增大(81年最大峰谷差已在180～190万千瓦),而水电机组的可调能力不大(一般仅30～60万千瓦),故主要调峰出力将由火电机组承担,其差值已达120万千瓦以上。目前各火电厂的中低压机组虽已全部参加调峰,但其总调峰能力有限,因此,主要调峰出力将由原来以带基本负荷为主的高压、超高压参数的5万千瓦、10万千瓦、12.5万千瓦和30万千瓦火电机组担任。     

锅炉低负荷调峰试验

新疆主电网以火电为主,高参数大容量机组相继投产,发供电结构发生了很大变化,电网峰谷差日益增大容量机组相继投产,发供电结构很大变化,电网峰谷差日益增大,机组参与低负荷调峰势在必行,做好４１０ｔ／ｈ、４５０ｔ／ｈ锅炉不投油低负荷试验的燃烧调整,可以满足电网调峰的需要。     

太阳能辅助热电联产机组供热、发电及调峰性能分析

针对新能源存在不稳定性导致电网调峰问题日益严重的现状,结合较为成熟的光煤互补发电技术及多热源联合供热调峰系统,设计光煤混合供热发电系统,使热电联产机组具有一定的调峰能力。以某300 MW热电联产机组为研究对象,利用Ebsilon Professional软件搭建发电、供热可灵活调节的太阳能辅助热电联产系统,基于供热机组实际双机运行工况,在保证供热负荷前提下,分析太阳能辅助双机热电联产机组耦合方式,比较耦合前后双机调峰性能。结果表明：凝汽器出口与太阳能集热系统换热器间的管道上设置动态节流阀,改变太阳能集热系统辅助供热机组的运行模式,能够实现发电、供热、调峰一体系统的灵活运行;其中,以太阳能集热系统仅用于补充供暖的运行方式调峰能力最强,太阳能辅助单机供热前后调峰容量比值为0.76,太阳能辅助双机供热前后调峰容量比值为0.55,太阳能辅助承担最大供热负荷的1号机组在调峰容量及调峰补偿上效果最佳。     

华东电网调峰电源规划的技术及经济分析

通过负荷随机性模拟元件的计算分析,提出了2000年华东电网调峰电源技术上的需要容量及经济的开发容量。通过对各类调峰电源的技术、经济特性比较,从全系统经济的角度分析了解决调峰问题的途径及措施。     

周调节抽水蓄能电站在京津唐电网中的调峰与事故响应作用

京津唐电网是以火电为主的电网,难以满足电网日益增大的峰谷差与调峰的要求。文章对京津唐电网的负荷特性与未来的负荷需求及电力供给调峰能力等状况进行了分析,基于蒙特卡络模拟法模拟分析了京津唐电网未来规划年的运行情况,得出若能在“十一五”期间建设投运周调节抽水蓄能电站,将缓解电网的调峰矛盾,带来降低投资的容量效益、节省燃料运行费用的经济效益、提高电网可靠性的社会效益的结论。     

基于热电转换的风、光、火电机组协调性发电调度

针对冬季供热期宁夏电网火电机组调整容量受限问题,通过调整全网电负荷与热负荷的分配比例,增加火电机组可调备用容量的方法,提出一种基于热、电转换的风电、光伏及火电机组的协调性调度方法。分析结果表明:将热负荷转化为电负荷后,可提升风电及光伏能源的消纳率,降低新能源出力波动对电网调峰的影响。     

河南电网抽水蓄能电站发展规模初步分析

河南电网以火电为主，现状调峰十分困难。随着负荷不断增长，峰谷差越来越大，解决河南电网的调峰问题，最好的措施是兴建抽水蓄能电站。本文根据河南电网未来的调峰要求，初步分析了不同水平年抽水蓄能电站的合理发展规模。结论是，在２０１０年前，河南电网需抽产一座大型、２－３座中型、总容量为２７００ＭＷ的抽水蓄能电站，才能满足调峰要求。     

调峰电价与可中断负荷联动机制研究

在分析传统调峰方式基础上,提出一种调峰交易模式,即调度机构将所有参与调峰的负荷停止用电或减少用电的容量当作一种“电力资源”买入,参与调峰的负荷具有可中断负荷的特性。因此明确提出参与调峰的负荷被认为是可中断负荷,把可中断负荷补偿费视为该“电源”的购电成本。引入一个可中断负荷补偿机制,实现了“电源”买入。在该模式下,应用微观经济学理论,重点提出了分区调峰电价和统一调峰电价2种调峰定价方法,抓住调峰定价的实质,实现了调峰电价调节供需关系,使市场有限资源优化再分配,实现社会效益最大化。该算法适用于我国电力市场改革初期,利用调峰电价调节供需关系,缓解缺电矛盾。     

某电网联合调峰运行方案研究

随着电力市场供需关系不断变化,电网负荷持续增加,电网峰谷差逐渐扩大,电网调峰面临着巨大挑战。预测了某电网2017年典型负荷特性,分析现有的调峰手段,并分别计算了某省内水电、火电、抽水蓄能、外区送电可用调峰容量,通过仿真计算,提出了2017年某电网调峰运行优化方案,对实际电网调峰具有指导意义。     

利用负荷需求响应提高大规模风电并网能力

提出利用负荷需求响应提高大规模风电并网能力的多目标优化方法。该方法按照负荷需求响应的特点,将响应负荷分为可中断负荷和用电激励负荷2个部分,并定义两者对等效负荷数据的概率密度函数和调峰容量的影响。通过量化需求响应与系统收益及调峰容量之间的比例关系,提出收益优化目标函数和调峰容量目标优化函数,利用模糊优化方法对多目标优化函数进行求解。以陕甘宁青夏季的等效负荷数据为例,对该算法进行验证,结果显示在更广的范围内配置风电时,利用负荷需求响应可有效提高电网调峰能力,扩大风电并网规模并提高系统的经济效益,为调度规划决策人员提供理论依据。     

深度调峰下燃煤机组运行方式对能耗的影响

随着电网负荷峰谷差日趋增大,大型火力发电机组参与电网调峰成为必然。针对某电厂4×600 MW机组,基于供电煤耗试验结果,分析了长时间调峰运行下均等低负荷和启停两班制调峰运行方式的经济性,得到不同调峰负荷下多机组启停调峰的临界时间,为燃煤机组调峰运行提供经济优化。在全厂负荷不变的前提下,机组数越多、机组容量越大、调峰时间越长,启停两班制调峰运行方式的经济效益越显著。随着电网负荷率的下降,电厂深度调峰采用启停两班制运行方式将更具有节能减排意义。     

风电并网系统低谷时段的调峰能力分析

分析了风电波动对调峰影响的极端场景,综合考虑系统调峰容量和机组爬坡速率等因素,提出了一种风电并网系统低谷时段调峰能力的计算模型和方法。所建模型为0-1整数规划模型。该模型以研究周期内的低谷负荷时段系统下调空间最大为目标,计及常规机组的最小运行时间、最小停运时间以及爬坡速率约束,并考虑风电波动的极端场景。求解该优化模型,可得到在研究周期内系统应对风电波动的调峰极限以及相应的机组启停方案。以东北某省实际电网为例进行分析,验证了该模型和方法的正确性和有效性。     

燃煤发电机组调峰能力模糊综合评估方法

为保证火电机组在调峰期间处于低负荷运行时设备的安全、经济及环保性,结合机组的实际可操作性,建立了一套评价机组调峰能力的指标体系。采用层次分析法确定各指标权重,结合模糊综合评判法对机组调峰能力进行评价;选取7台不同容量及不同冷却形式的煤电机组,基于K均值算法聚类,求取各指标值并进行综合评价,根据评价结果进行纵向比较。结果表明:超超临界660、1 000 MW等级机组应在中、高以上负荷参与电网变负荷调峰任务,以更好发挥其能耗水平低的特性;超临界600MW等级机组变负荷调节性能良好,可在中、高负荷承担变负荷调峰任务,也可适度参与降负荷深度调峰;亚临界600、300 MW等级机组装机数量最多,容量占比最大,可适时参与电网深度调峰;同时在峰谷差矛盾突出的地区或时段,安排亚临界机组参与轮停调峰。     

锅炉变负荷调峰运行汽包寿命损耗的试验研究

详细分析了石门电厂１０２１ｔ／ｈ亚临界压力锅炉汽包的内部结构特点及热力学参数对变负荷调峰运行时汽包寿命的影响,并通过疲劳寿命损耗的计算对变负荷调峰运行时汽包的寿命进行了评价,给出了指导调峰运行的负荷升降速率及运行建设 。     

火电机组深度调峰热工控制系统改造

随着我国产业结构调整和能源结构改革的深入,电网调峰压力不断增大,火电机组提高运行灵活性,参与深度调峰运行,逐渐成为未来火电领域重要的发展方向。本文全面分析了火电机组深度调峰面临的热工控制领域各方面的局限,从基础逻辑优化、低负荷稳燃控制、变负荷速率提升、脱硝排放的全过程控制及考虑设备寿命的优化控制等方面,给出了深度调峰控制系统改造的潜在技术方案。超临界与亚临界机组的实践经验表明,深度调峰控制技术改造需要全面统筹考虑,机组可实现25%Pe~30%Pe及以上负荷全程协调控制,综合变负荷速率可以提高到2%Pe/min以上。     

满足调峰约束的可接纳风电容量计算

系统调峰能力影响着系统对风电出力的接纳程度,论文以风电场对系统调峰能力的影响为目的,分析了风电运行特性对系统调峰的影响,并以调峰为约束,提出了基于系统调峰容量和调峰速度约束的风电装机最优容量规划计算方法.该方法以风电运行净收益最大为目标,建立了风电装机容量规划模型,并根据系统调峰约束,结合各不同来风概率状态对应的风电机组发电特性,提出了迭代求解的规划算法并进行了实例分析.最后,论文依据负荷的几种变化趋势对算例结果进行了比较分析,指出负荷的变化会影响风电场最优装机容量,而低谷负荷的变化对风电场最优装机的影响更加显著.     

考虑相关性的地区风电出力对调峰容量的影响分析

在地区性的大规模风电并网背景下,电网的调峰能力是制约风电并网的一个很重要的因素。本文以某一实际地区电网一年的数据为例,计算风电出力和典型日负荷的皮尔逊相关系数,分析单风电场出力和地区风电出力的特性,在风电出力特性分析的基础上,计算分析不同风电出力场景下的调峰容量,选取用于调峰容量计算的地区风电典型出力特性。研究认为当地区电网并网风电容量较大时,考虑地区风电出力与负荷的相关性,采用逆调峰特性最明显的风电出力场景计算调峰容量是更合理的方法。     

抑制风电并网影响的储能系统调峰控制策略设计

大规模风电并网引发调峰问题的本质原因在于风电出力具有不可控性,电池储能系统能够实现对电能的吞吐而被认为是控制风电出力、提高电网接纳风电能力的有效手段。针对风电出力反调峰特性导致系统调峰容量不足的情况,分析了大规模风电接入对负荷低谷时段常规机组出力计划制定的影响机制和储能系统对提高电力系统调峰容量的调控机制,设计了含动作死区参与负荷低谷时段调峰的电池储能系统控制策略。算例分析表明,所设计电池储能系统控制策略可有效减少因风电接入所引发的火电机组启停调峰次数,大大提高电网运行的经济性。