全清洁能源特高压青豫直流初期打捆外送模式

全清洁能源特高压青豫直流工程顺利投产初期,由于配套电源尚未全部投运,青海水电峰枯季节出力差异较大,新能源出力随机性、间歇性和波动性问题突出,仅依托青海难以满足直流大功率稳定输电要求。在深入分析青豫直流送端青海电网的负荷特性和发电特性的基础上,开展青豫直流外送电力平衡分析,针对存在的峰盈谷缺和汛富枯贫问题,提出发挥西北电网整体合力,实现西北多省份清洁能源打捆外送的模式,在新能源大发、新能源小发、黄河丰水期、黄河枯水期4种场景下开展模拟测算,结果表明,通过清洁能源打捆外送可有效提升特高压青豫直流稳定外送水平。     

甘肃地区高比例新能源大外送电网面临的挑战及思考

以甘肃电网为例,从电源层面不确定性特征凸显、发电基地与负荷中心逆向分布、电源灵活性不足、电力电量不平衡等角度,从电网层面灵活性不足、适应性问题突出等方面,对电力市场与电网水平相互制约、跨区域市场平衡等问题总结面临的挑战。针对上述问题,从新能源机组涉网特性、电源组织方案、传统火电灵活性改造、自备电厂调峰能力挖掘、“双计划”发电模式、储能技术应用的角度在电源层面提出思考,从外送通道建设、网架结构优化、运行能力提升、跨省区合作强化在电网层面提出思考,从建立互补性电力市场、加强交易计划校核、发挥能源结构优势对电力市场交易机制提出思考,旨在为其他具有高比例新能源大外送电网的区域提供借鉴,支撑新能源电网的健康发展。     

风光火打捆交直流混联外送系统交互影响及稳定性研究

风电或光伏与火电打捆通过交直流系统外送是我国大型新能源基地电力外送的重要途径。文章基于建立的风光火打捆交直流混联外送系统模型,研究了配套火电对直流、风电和光伏以及联网交流系统的影响机理。分析了直流运行异常对风电和光伏的影响,通过理论分析和仿真计算,研究了风电和光伏的脱网时序,定性并定量分析了新能源脱网对联网交流系统重要交流断面的影响。针对风光火打捆外送系统存在的问题提出了运行控制建议。     

天中直流配套风光火打捆外送AGC系统对新疆电网安全稳定性的影响

鉴于节能减排及改善环境的需要,本文对天中直流配套风光火AGC控制方案最大程度消纳新能源进行了研究。天中直流配套电源类型包括火电、风电及光伏,在天中直流功率一定,天中直流配套新能源出力上升时,利用天中直流配套风光火打捆外送AGC系统自动降低配套火电机组出力。在天中直流配套新能源出力下降时,利用天中直流配套风光火打捆外送AGC系统自动增加配套火电机组出力。本文对天中直流配套风光火打捆外送AGC系统调试运行中对新疆电网的安全稳定性的影响做了进一步研究。结果表明,天中直流配套风光火打捆外送AGC系统的运行调试期间,天中直流配套新能源出力波动时,配套火电机组出力能够进行有效调节。进一步研究了配套风光火打捆外送AGC系统对新疆电网的安全稳定性。结果为其他直流混合电源的AGC调整的技术可行性提供了有力支撑。     

“十三五”电力规划中新能源大规模外送的安全稳定问题

"十三五"期间国家科学推进远距离、大容量电力外送,特高压快速发展,《电力发展"十三五"规划》中提及的东北扎鲁特—山东及华北胜利—锡盟特高压外送工程等都为重要的电力外送通道,规划中的电网格局将出现大规模汇集电力通过直流送出、大规模新能源接入及交直流并列运行等特征,直流输送容量的提升将给电网安全稳定带来新的挑战和问题。依托国家电网仿真中心,从特高压交直流大规模电力外送的暂态稳定性方面进行安全稳定校核,剖析大规模电力外送给电网所带来的一系列新问题,提出可能的应对措施,有效解决国家电网"十三五"规划电网中大规模电力外送通道面临的主要安全稳定问题。     

“支撑新能源跨区输送的新型电网技术”专题征稿启事

正我国风电、光伏发电等新能源发展势头迅猛。根据我国电力发展"十三五"规划(2016—2020年),到2020年,全国风电装机达到2.1亿kW以上,太阳能发电1.1亿kW以上。我国风电81%分布在"三北"地区,太阳能发电50%分布在西部省份。由于"三北"地区负荷规模偏小,消纳空间有限,因此集中开发的部分新能源需要跨区输送。"十三五"期间,依托电力外送通道,国家将推进"三北"地区新能源跨省跨区消纳4000万kW。根据电力发展"十三五"规划,扎鲁特—山东等6回特高压直流将输送新能源4700万kW,每回直流配套新能源发电规模都在600万kW及以上。从大规模新能源汇集的送端来看,新能源的间歇式出力特性除了给系统调峰增加压力和困难外,     

特高压输电工程大气环境效益分析

特高压输电是我国消纳清洁能源,降低化石能源消费比重,控制温室气体排放的关键环节,也是治理中东部地区大气污染的重要举措,被列入国家大气污染防治计划。为量化评估特高压输电工程的环境效益,基于火力发电各污染物及其排放、传输特性分析,提出了大气污染物和温室气体减排效益的评估方法。烟尘、SO2、NOx是局部区域性污染物,其减排效益可以只计算受端区域的减排量。重金属汞的减排效益,只计算单质汞Hg0的减排量。单质汞和温室气体CO2是全局性污染物,其减排量等于特高压工程所输送的电力在受端生产和送端生产的排放量之差。受端区域CO2排放因子可依据CDM约定,采用电量边际排放因子OM和容量边际排放因子BM加权计算。送端区域排放因子依据上网电量中火电所占比例和送端区域火电机组基准线排放因子计算。给出前述各环境因子的减排量计算公式。计算了锡盟—山东1 000k V特高压交流输电工程的环境改善效益,可以使山东区域减排烟尘3 156 t/a,SO213 413 t/a,NOx19 331 t/a,全国减排CO2905万t/a。     

特高压直流外送风光火电力一体化调度计划模型

随着中国大容量电源基地的逐渐增多及特高压交直流电网的快速发展,大功率远距离输电将成为常态。通过特高压直流跨区输送风光清洁能源的需求日益强烈,为解决风光能源随机波动不易直流外送的问题,设计中采用了配套火电平抑风光电力波动整体打捆外送方案。针对当前直流发电计划与风光发电计划相对独立及配套火电未能有效参与风光电力调整的实际情况,文中提出了特高压直流外送风光火电力一体化调度计划模型。该模型能够灵活处理外送风光电力、配套火电、电力交易及直流计划的协调问题。将所述模型运用于实际算例,仿真结果表明配套火电和直流计划参与调整能有效提升风光电力外送能力。     

山西省2009年电力建设情况分析

分析山西省2009年电力装机、经济运行、外送电量情况,总结山西省2009年投产机组及结转工程、国家规划内电源项目、新能源(可再生能源)发电项目、电网建设、小火电机组关停、电力建设专项审计调查等工作,介绍2010年山西电力建设的主要目标。     

江西电网西南部外送稳定控制系统配置及实施

江西井冈山电厂二期2台660MW机组投产使得江西西南部地区电网装机容量增加,在汛期时将出现大量电力外送,根据系统潮流稳定计算结论,电网存在稳定问题,从稳定措施最优化角度提出了西南部外送稳控系统的配置原则、厂站端稳控装置配置方案和控制策略.西南部外送稳定控制系统工程的成功实施,提高了江西南部及西南部地区外送的安全稳定水平...     

中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放相互影响建模分析

煤电在中国电力供应结构中占据主导地位,其环境影响是研究热点之一。建立中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放分析模型,基于文献调研构建参数数据库,测算中国煤电的单位发电量排放。结果表明,近年来中国煤电生命周期单位发电量的CO₂、SO₂、NO_x和PM_2.5排放分别为838.6 g/（kW·h）、0.34 g/（kW·h）、0.32 g/（kW·h）和0.08 g/（kW·h）。其中煤电单位发电量大气污染物排放,比实施超低排放改造前,下降幅度超过90%。研究发现,增大单机机组规模和进行超低排放改造能够有效降低煤电发电过程的大气污染物排放,采用煤电燃烧后碳捕集和存储(carbon capture and storage, CCS)处理技术能够使煤电CO₂排放下降到144 g/（kW·h）,助力碳中和目标实现。如果不采用更加严格的大气污染物排放标准和处理方式,CCS技术可能会使煤电大气污染物排放强度上升30%~40%,这与碳捕集过程使用的技术有关。     

实施非水可再生能源配额情景下的发电行业CO2排放预测

发电行业是落实中国碳减排目标的重点领域。为实现中国到2020年单位国内生产总值CO₂排放比2005年下降40%~45%和非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右的碳减排目标,国家能源局拟实行可再生能源配额制,要求2020年各煤电企业承担的非水可再生能源发电量配额与煤电发电量的比重达到15%以上。分别基于国家《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》和征求意见的15%非水可再生能源发电量配额政策,对发电行业到2020年的CO₂排放情况进行了预测,并基于2020年全国的碳减排目标对发电行业的碳减排任务进行了计算。预测结果表明,实施15%的非水可再生能源配额之后,2020年非水可再生能源发电量将在行动计划预计值的基础上进一步提高,达到7514亿kW·h,在总发电量中占比9.94%,相应地,单位发电量CO₂排放量为580.5 kg/（MW·h）,比2005年下降27.4%。     

二次再热机组高效灵活发电创新理论与方法

为解决二次再热机组在频繁变负荷情况下经济性能偏低、灵活性较差等问题,研究了二次再热高效灵活发电创新理论和方法。基于单耗分析方法揭示了传统二次再热机组全工况能耗分布规律,并提出5种适应电网调峰要求的典型600 ℃等级及以上的先进二次再热超超临界燃煤发电系统,分别为集成回热式小汽机新型循环、机炉深度耦合集成新循环、采用新型CO₂工质的循环、带储能的二次再热循环系统以及太阳能热互补二次再热循环系统,阐述了各循环系统的集成思路、系统特点以及对提高机组经济性和灵活性的优势。结果表明：锅炉、汽轮机、回热加热器具有较大的节能潜力;优选的集成回热式汽轮机的二次再热循环系统发电效率比基准系统煤耗降低了2.15 g/（kW·h）;提出的采用机炉耦合技术的二次再热机组在THA工况下煤耗降低高达3.6 g/（kW·h）;采用CO₂工质的火电系统在变工况下依然具有较高的效率;带储能的二次再热循环系统具有较好的灵活性;太阳能热互补二次再热循环系统节能潜力显著,达到14.73 g/（kW·h）。     

广东省发电的碳排放及其SWOT分析

低碳发展已成为全球发展的共识,电力行业在支持经济发展的同时,也面临碳减排的考验.预计到2015年,广东省发电侧的技术进步和电源结构调整将节约标准煤28.501×106t,减少CO2排放71.253×106t,对广东省节能量的贡献度分别为12.7％和22.9％,对碳减排的贡献度分别为17.4％和31.3％.在SWOT分析...     

燃煤电厂湿式电除尘器减排及能效特性研究

在工况及负荷稳定的情况下,对122台燃煤电厂配套湿式电除尘器(金属板式35台、导电玻璃钢87台)开展多污染物的减排特性和能耗测试分析,结果表明,湿式电除尘器对各类污染物均具有较高的脱除效率,绝大部分湿式电除尘器出口颗粒物、PM2.5、雾滴和SO3可分别控制在5、2.5、25和10 mg/m3以下,出口PM2.5/PM占...     

燃煤电厂超低排放的减排潜力及其PM2.5环境效益

燃煤机组在燃用低硫优质煤的基础上采用先进的大气污染控制技术设备,实施主要大气污染物的超低排放,在新建机组与改造机组上均是可行的。长三角、京津冀的燃煤电厂实施超低排放环保改造后,与现有燃煤电厂排放的污染物相比,SO₂、NO_x和烟尘以及烟尘中一次PM_2.5减排比例均在90%以上,SO₃减排幅度也达到70%左右。采用MM5+CULPUFF耦合模型,以江苏省为例,定量模拟研究了2012年江苏省火电厂排放的大气污染物对各地级市PM_2.5的影响,结果表明,对各市贡献的日均浓度最大值介于27.3~42.9 μg/m³,平均为35.28 μg/m³,其中二次PM_2.5占87.4%;实施超低排放后对各市贡献的日均浓度最大值介于6.2~12.5 μg/m³,平均为9.43 μg/m³,其中二次PM_2.5占91.7%。     

燃煤电厂烟气中SO3协同控制情况及排放现状

燃煤电厂锅炉燃烧中SO₂/SO₃的转化率为0.5%~5%；超低排放条件下，SCR脱硝中SO₂/SO₃的转化率控制在1%以内。运行中为控制SO₃在脱硝催化剂下层和空预器中的消耗，应尽量减少H₂SO₄和NH₄HSO₄的冷凝吸附，保证催化剂的活性及空预器的安全运行。理论上低低温电除尘器（LL-ESP）对SO₃脱除效果显著，但不同工程实测表明，LL-ESP对SO₃的脱除效率差别较大，介于1.8%~96.6%之间。此外，研究认为，电袋复合除尘器对SO₃脱除效率为74.3%~85.9%。超低排放工况下，除空塔脱硫和海水脱硫技术外，大部分湿法脱硫技术对SO₃的脱除效率高于50%；SO₃在湿式电除尘器中的脱除效率也大于50%，但整体上与国外成熟案例相比稍有差距。总体而言，超低排放条件下，燃煤硫分低于1.5%时，燃煤电厂全流程环保净化设备对SO₃的综合脱除效率高于90%，大部分机组的SO₃排放浓度低于5 mg/m³。     

中国火电大气污染防治现状及挑战

在对中国火电厂大气污染物排放标准的发展历程进行回顾与总结的基础上,分析不同阶段排放标准或要求对中国燃煤电厂大气污染控制技术发展的推动作用及其产生的环境效果,特别是超低排放。目前中国火电行业大气污染物控制处于超低排放阶段,燃煤电厂大气污染防治技术处于国际领先水平,烟尘、SO₂、NO_x三大常规污染物排放浓度实现了燃煤发电与燃气发电基本同等清洁。尽管如此,中国火电环保在CO₂控制、常规大气污染物进一步减排、湿法脱硫对生态环境的影响、危险废物废弃脱硝催化剂的处置、非常规污染物的控制、烟气治理设施的运行优化等方面仍然面临诸多挑战,提出了需要研发的重点领域及相应目标。     

基于跨临界CO2热泵的茶叶生产能源系统负荷削减潜力

乡村产业中的化石能源设备逐渐被电能技术替代，引起了乡村负荷波动增大、部分时段产生集中高负荷的问题。为了解决以上问题，将低品位清洁能源应用至乡村的茶叶生产中，针对烘茶全过程的工艺要求提出了跨临界CO₂热泵烘茶技术；并以某茶叶生产乡村为对象，对其代表台区的全年日用电量及产茶日负荷进行了分析，得出采用CO₂热泵烘茶后其负荷得到大幅度削减，整体可降低至原负荷的39.6%~46.8%，峰值负荷与平时负荷的比值由原本的13.6降至5.4~6.2。跨临界CO₂热泵应用至农产品生产中可有效缓解乡村供电压力。     

中国能源碳排放因素分解与情景预测

我国能源活动碳排放占总碳排放85%以上,研究能源活动碳排放的变化规律对于实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。首先,采用对数平均迪氏分解法(logarithmic mean Divisia index,LMDI)对1995—2017年我国能源消费碳排放变化的影响因素进行分解,从经济规模、产业结构、能源强度、能源结构、能源价格、人均可支配收入、人口规模这7个方面,模型给出了相关因素对一、二、三产业和居民部门碳排放变化的贡献。结果表明,对于3个产业部门,经济增长是碳排放增长的首要驱动力,而技术进步带来的能源强度下降、产业结构优化和能源消费结构改善呈现负效应,且产业结构优化和能源结构清洁化的作用越来越显著。对于居民部门,人均可支配收入是居民部门碳排放增长的推动力,而能源价格呈现明显的负效应。其次,设计了3种情景,运用可拓展的随机性的环境影响评估模型(stochastic impacts by regression population,affluence and technology,STIRPAT)对2030年我国能源碳排放进行预测,在以实现碳达峰为目标的低碳情景中,我国能源碳排放有望于2025—2029年实现达峰,峰值水平为101亿~110亿t。最后,为实现碳达峰碳中和目标,建议以构建中国能源互联网为基础平台,实施“清洁替代”和“电能替代”,推进能源转型。