雅砻江能源基地水风光互补短期调度运行模式对比研究

随着风电和光伏装机规模及其在电网中占比的双增长,电力系统安全经济运行对调峰资源需求更大,优化调度运行方式,挖掘现有调峰潜力资源是一条有效途径。本文以雅砻江下游流域水风光一体化多能互补示范基地为研究对象,剖析了能源基地现行分散式运行模式存在的问题,提出能源基地水风光多能源集总式调度运行模式。在此基础上,构建了考虑能源基地跨区域送电、多电网调峰的多能互补短期优化调度模型,并从水风光出力过程、新能源消纳量、梯级水电出力及弃、缺电情况等四个方面对比分析了两种运行模式差异。结果表明,集总式调度运行模式能够更充分发挥流域梯级水电站调峰能力,不仅能够提高新能源消纳量,同时能够在一定程度上保障水电发电量,并能够有效解决当前运行模式在同一时刻同时存在弃电和缺电现象,体现了区域间资源互补优势。     

耦合出力破坏深度与弃电准则的梯级水风光互补调度规则研究

梯级水电调度规则是指导控制型水库发电蓄放水的重要依据。随机、波动、间歇性新能源的接入改变了梯级水电运行边界，增加了缺电、弃电风险，导致仅考虑径流季节性波动的调度规则不再适用。依托贵州某梯级水风光综合基地实际工程，剖析了导致缺电、弃电的因素，并从规则形式和模型构建角度给出解决方案。在标准调度规则的基础上，结合对冲规则、满蓄规则，并考虑输电通道容量限制与新能源消纳规则，提出梯级水风光六段式互补调度规则，以减少缺电、弃电;提出出力破坏深度指标度量缺电风险、提出弃电准则避免非必要弃电，并以规则参数为决策变量构建多目标参数模拟优化模型;采用目标优先级非支配排序遗传算法优化规则参数。设置多种新能源装机容量场景、输电通道容量场景和对比规则，从多角度验证本文方法的有效性。结果表明，本文方法能够显著降低梯级水风光综合基地缺电、弃电风险，提高发电量，其中出力破坏深度指标使缺电程度平均降低36.04%、弃电准则使弃电平均减少7.96%。最后，绘制更加简明、直观的梯级水风光互补调度图，以便于实际应用。     

三峡与清江梯级五库联合优化调度效益分析

对三峡梯级和清江梯级组成的混联式水电站群进行联合优化渊度研究,建立了以梯级发电量最大为目标的水电站群联合调度模型,采用POA方法计算两个梯级单独运行和梯级联合调度时电量补偿效益.结果表明,丰、平、枯三个典型年的年电垦分别增加了15.14亿、17.25亿、4.4l亿kW.h,两梯级联合优化调度在提高非汛期发电量、减少主汛期弃水量等方面效益明显,联合运行对清江梯级的电能补偿效益更为显著.     

基于自主调峰的工业园区绿色供电方案研究

针对工业园区提出了一种具备自主调峰能力的绿色供电方案。根据园区新增负荷配置相应规模的新能源和储能，通过优化控制方案，实现新能源发电量全部由新增负荷全额消纳，不向公网反送电，满足新能源场站削峰、平抑波动、提高电能质量等功能。通过储能充放电及弃电实现风储系统出力基本跟随园区负荷曲线变化，保证风储荷系统从电网下电基本为稳定值，实现了工业园区绿色供电系统的自主调峰。     

抽水蓄能电站消纳新能源作用分析

随着风电、光伏等新能源大规模并网运行,其较强的波动性和较弱的调节性导致了大量弃风、弃光现象出现;抽水蓄能电站规模大、启动迅速、调节灵活,可有效降低电力系统弃风弃光率,保障系统安全经济稳定运行。通过分析内蒙古电网中消纳新能源的3种途径,初步量化了抽水蓄能电站消纳新能源的规模。总体来看,在化学储能等其他储能方式大规模商业化运营之前,在比较长的一段时间内,尤其在安全低碳的总要求和新能源快速发展的背景下,抽水蓄能作为一种成熟经济绿色的储能方式,在消纳新能源方面具有较大的优势和能力,应该加快抽水蓄能电站的发展。     

黄河干流水风光一体化能源综合开发研究

以黄河上中游干流已建、在建、规划的水电站及其周围的风光资源为对象,以水风光电出力特性及互补特性为基础,以风光电接入不增加水电站弃水并按照经济较优控制弃风、弃光率等为原则,开展黄河干流水风光一体化能源配置运行研究,结合互补运行特性、充分利用水电的调节能力、提高输电通道利用效率、统筹本地和外送消纳,在技术可行、经济合理的基础上构建了黄河干流水风光能源配置模型和经济分析模型,通过模型分析计算,提出经济合理的水风光电装机规模配比方案,及黄河干流2025年、2035年水风光一体化发展目标和布局。     

考虑送出限制的水-风-储系统优化调控研究

随着我国西北地区风电的规模化开发,探索西北地区的水-风-储多能互补送出模式有利提高电力系统的灵活性、缓解并网消纳问题。通过构建兼顾电力送出通道利用率和互补系统收益的多目标模型,提出互补系统的容量配置及分时电价下的运行策略,并将该方法应用于黄河上游的多能互补基地。经过对两种大型互补系统的容量配置与调控策略进行对比分析,验证了互补系统对于提高电力送出通道利用率、消纳弃风及改善运行收益的重要作用。模拟结果表明,风电不确定性程度、分时电价和电力送出通道容量对系统互补效果影响较大。该方法可为未来新能源与水电互补系统的规划和运行提供技术支持和参考。     

雅砻江水风光互补与梯级水库协调运行研究

雅砻江流域水能、风能和太阳能资源富集,流域将建设成水风光可再生能源综合开发基地。水风光互补运行可以充分利用雅砻江水电站群的调节性能,抑制风电、光伏发电的不稳定性,提高新能源的电能品质,保障新能源规模化开发。水风光互补运行以后,雅砻江干流各梯级水电站水库调度运行方式将发生较大变化。在开展水风光互补运行及系统电力电量平衡计算的基础上,研究水风光互补运行特性,分析水库是否能够协调运行,以及梯级之间如何协调运行。研究表明,可制定上下游同步运行、控制上游梯级调峰的规则,对梯级调度运行加以约束,使水电站能够充分利用调节库容。     

金沙江下游水风光多能互补规模计算模型研究

目前多能互补规模研究多集中于小型系统,鲜有针对千万千瓦级别多能互补规模的研究。为此,提出了一种适用于金沙江下游千万千瓦级多能互补系统水风光资源互补规模的计算方法。首先按照“宜送则送、宜留则留”的原则来确定外送和留存规模;然后根据四川、云南两省的新能源资源和规划装机分布情况,选择适合建设可再生能源多能互补基地的大型水电站;再以受端电网消纳、接入电网安全为前提并结合水电站配套直流通道利用情况以及直流受端省份可消纳空间,以新能源装机规模最大、新能源及水电弃电量最小为目标,考虑电力电量平衡约束以及水电站发电约束,提出了新增外送新能源规模计算模型。以金沙江下游溪洛渡、白鹤滩和乌东德水电站为研究实例,计算出2023～2025年可新增外送新能源规模。最终推荐溪洛渡水电站接入新能源总规模约354万kW,其中风电装机容量86万kW,光伏装机容量268万kW;白鹤滩水电站接入新能源总规模约449万kW,其中风电装机容量141万kW,光伏装机容量308万kW;乌东德水电站右岸接入新能源总规模约245.7万kW,其中风电装机容量110.7万kW,光伏装机容量135万kW。     

基于两阶段模型的风光互补系统储能容量配置优化方法

为提高风光互补系统供电经济性,根据风光互补系统的运行特点,第一阶段以风光互补系统技术特性为约束,计算负荷缺电率和新能源弃用率,并将其作为第二阶段的边界条件。第二阶段以储能初始投资年均成本最小作为目标函数计算风光互补系统的最优储能容量配置。结果表明,合理配置储能容量可以有效减少系统的投资成本。     

大型蓄能泵机组与可逆机组差异性分析

为了适应梯级电站附近的大规模风电、光电新能源的并网及外送的需要,利用弃风弃光电量,采用大流量、高扬程大型储能泵站从下一梯级水库抽水至上一梯级水库,形成梯级大型储能泵站,实现新能源电量时移,是解决电力系统安全稳定问题的有效途径.文章对可逆机组与利用可逆机组理论设计的蓄能泵机组进行对比分析,结果表明:蓄能泵机组在设计制造难...     

梯级电站联合发电模型(下)——基于总耗水量最小化目标的优化模型

提出基于水能转换最大化的梯级水电站联合发电数学模型。通过计算不同时期发电机组耗水量与发电功率之间的关系进而对水电站进行耗水量分析,以梯级水电站群耗水量最小为目标、以电力系统有功功率平衡和水库调度耗水量平衡为约束条件建立函数,应用拉格朗日函数法和计算机算法,推导具有水力联系的梯级水电站之间的比耗量微增率关系式,同时考虑其他不等式约束条件,提出梯级水电站联合发电优化模型,并对四节点的电力系统进行实例计算与分析。     

“以电定水”模式下蓄能最大与耗能最小一致性研究

梯级蓄能最大与耗能最小是"以电定水"模式下常用的2个优化准则,它们追求目标的角度不同,但本质上是一致的。传统梯级蓄能最大、耗能最小准则未考虑水电站发电效率的影响,无法真实反映梯级水库的调度目标;并且两者采用时段平均值近似计算能量,导致蓄能最大与耗能最小出现了差异。鉴于此,首先引入能效系数来表征水电站对水能资源的利用能力,对传统准则进行了改进;其次在验证了改进梯级蓄能最大、耗能最小准则一致性的基础上,建立了梯级负荷分配蓄、耗能一致性模型;最后对堵河流域潘口、小漩梯级水库进行了实例计算。结果表明:改进的梯级蓄能最大、耗能最小准则完全一致,并且较传统准则能够更加真实地反映梯级水库的调度目标。所建模型较传统模型更优,能够为"以电定水"模式下的梯级水库优化调度提供更加有效的指导。     

对水电效益影响最小的水光互补运行方式研究

为解决水光互补之后光伏消纳率低的问题,在水光日内互补调度规则的基础上,充分考虑水电和光伏的互补特性,提出了水光月内互补调度规则,利用梯级水库的可调节性能适应光伏出力曲线。采用水光月内互补调度规则对澜沧江上游西藏段梯级水电站进行了互补后梯级水电站出力过程和光伏消纳率计算,结果表明,水光互补之后,水电与光电的合计发电量从55.835亿kW·h上升到了59.189亿kW·h,互补后的发电增益量为33.54亿kW·h,光伏消纳率提高了20%。     

木格措抽水蓄能电站与瓦斯河流域开发

抽水蓄能电站是现代电网中重要的调峰填谷电源,是保证电网安全经济运行的重要设施,一般由电网投资建设。它能否用作河流梯级电站的“龙头”进行流域径流调节呢?这是水电建设中遇到的一个新问题。国内外的抽水蓄能电站运行实践表明由于抽水到发电转换过程中的能量损失,其效率一般为75%左右。如果作为梯级电站的“龙头”,其投资效益又该如何呢?四川瓦斯河木格措抽水蓄能电站工程的实践回答了这些问题。     

基于富余风光资源利用的调水线路评价研究

近年来西部地区在新能源发展中供给侧过剩,严重制约了未来西部地区新能源的进一步发展,若将弃光弃风的利用与跨流域长距离调水工程相结合,提出适合西部地区经济社会发展特点的水资源空间配置方案,则对于推进西北地区可持续发展和社会稳定具有十分重要的战略意义。为了评价调水线路的设置合理性与用能规模,本文从富余风光资源利用的角度,在分析调水工程用能规模及空间分布的基础上,构建调水工程耗能计算模型,并在西藏自治区设定一条调水线路,经计算该线路可规划水电站5座,总引水年发电量1286.23亿kW·h,规划梯级泵站5个,总引水年耗电量1391.95万kW·h,总需用年电量105.72万kW·h,可充分应用西藏地区富余风光发电量。     

南水北调西线一期工程对四川水电产业的影响

南水北调西线一期工程拟从雅砻江、 大渡河源头分别调水 56 亿 m 3 、 24 亿 m 3 , 调水将减少雅砻江、 大渡河、 金 沙江( 以下简称/ 三江0)径流量。为综合分析西线一期调水对四川水电产业的影响, 从梯级电站径流、 发电量、 装机 容量、 枯水期平均出力、 发电税收等几个特征指标入手, 通过建立梯级水库群联合优化调度模型来计算分析调水的 影响并提出了相应的补偿 机制建议。结果 表明: 调 水将影响四川省/ 三江0 梯级电站 82 座, 减少年发电 量 442 亿 kW# h, 减少装机容量 970 万 kW, 造成/ 三江0支流部分已规划电站失去经济开发价值, 对四川水电产业影 响较大, 建立合理的补偿机制是必要的。     

东北电网调峰填谷的新思路

目前东北电网尖峰电力不足，低谷容量闲置，而正在申请立项的大型抽水蓄能电站在２０００年以前难以投产。为此提出采用在梯级水电厂上扩建泵站或抽水蓄能机组的办法，并具体研究了建设白山泵站的可行性，认为这是一条投产，见效快的好路子。