太阳能光热电站电伴热系统设计

在槽式及塔式太阳能光热电站的集热和储热系统中,主要传热工质(导热油和熔盐)在启动及运行阶段不同程度上面临着冻堵的风险。目前,国内外的光热发电工程公司普遍采用电伴热方式对工艺系统进行预热以及温度维持。文章从设计咨询方的角度对太阳能光热电站的典型传热工质(导热油和熔盐)和主要运行工况进行了分析,并提出了电伴热系统的材料选型、设计思路以及现场应用的建议。     

含有电加热装置的光热机组运行策略研究

含储热的光热发电系统借助大容量的储热装置能够平移所吸收的光热能,具有良好的可调度性。从含储热的光热电站的运行机理入手,得到了含有电加热装置和储能装置的光热电站模型。阐述了光热电站的运行过程及其主要运行约束,提出了含电加热装置的光热电站的运行优化模型。通过西北某多能互补运行发电基地的实际算例,分析验证了加装电加热装置后可提高可再生能源的接纳,同时进行了增加储热罐储热时长和电加热装置功率的运行对比分析,表明电加热装置的具体配置需综合考虑两者影响。     

基于静态模型的光热储能电站发电量优化策略

目前国内的光热储能电站处于起步阶段,对提高其运行效率或提升发电量的研究多数是从储热介质或储热方式出发,从内部能量流入手的优化方式却鲜有研究。针对以上问题,文章提出了一种基于静态模型的光热储能电站发电量优化策略,以提高其发电量与电站运行效率。首先从光热储能电站的运行机理出发,对各子系统自身及之间的能量流进行合理简化,得到静态能量流数学模型;然后提出一种以光热储能电站发电量最大为目标函数,以上述静态能量流数学模型为约束条件的优化策略,针对控制过程中时滞环节产生的不利影响,利用Smith预估补偿予以克服;最后采用MATLAB对该优化策略进行仿真验证,结果表明该优化策略可以有效提高光热储能电站的发电量与运行效率。     

熔盐储能在新型电力系统中应用现状与发展趋势

储能是新型电力系统的关键核心技术,熔盐储能作为一种中高温传热蓄热方法,因具有储能密度高、稳定性好等优点,广泛应用于太阳能光热系统、调峰调频、绿电消纳等新能源领域。但目前对熔盐储能系统中的核心部件如储罐、熔盐电加热器、熔盐换热器等设备的研究普遍基于太阳能热发电技术的需求开展,针对其他应用场景的研究尚不够充分。在不同应用场景下,熔盐的使用温度区间、加热及换热方式都有区别。概述了熔盐储能关键技术的研究现状和技术成果,研究了熔盐储能技术的发展路径,提出了其在新型电力系统中的应用领域,并针对不同应用场景,提出了相应的熔盐选型参数、储罐及换热器类型。     

锂离子电池储能电站能耗优化

储能电站能耗预估与优化是提高电站能量效率及经济性的关键技术。因此，分析了电化学储能电站运行过程中电池模块、储能变流器(power conversion system,PCS)、变压器及辅助用电系统工作特性和能耗规律，并建立了储能单元和辅助用电系统的能耗模型。在负荷率基础上，储能单元和辅电系统的能耗模型加入电流、温度等特征量，以适应储能电站的多工况应用场景，提高模型用于能耗预估的准确性，并通过某地区电网侧百兆瓦级储能电站进行了应用验证。结果表明，所建立能耗模型与真实数据间的相对误差均值为0.6%，可有效估算储能电站能效水平。对比现有电站策略，在低于50%负荷率工况下，基于能耗模型的功率分配策略可提高储能电站能量效率0.6%～10.7%，通过减少电站能耗有效提升了电站运行经济性。     

全球单机容量最大槽式光热电站项目并网发电

正近日,由中国电建EPC总承包的摩洛哥努奥Ⅱ期项目并网一次成功,机组各项运行指标正常,标志着全球单机容量最大的槽式光热电站项目顺利并网发电。该项目装机容量为200兆瓦,采用世界前沿的抛物面槽式聚光技术,配备两组熔盐储热罐,可供机组在日落后持续运行7.3小时,两组熔盐罐共4个罐体,每个罐都是2.5万多立方米的庞然大物,容积和壁厚"绝无仅有",4个罐体同     

塔式太阳能热发电中熔盐储能材料的筛选

熔盐作为太阳能热发电的储热材料优势明显。随着太阳能热发电电站系统,尤其是塔式电站系统的优势越发显现,对于熔盐工作温度的提升也越来越受到重视。目前在现有电站中主要应用的是硝酸盐,然而硝酸盐的工作温度极限愈发不能满足集热器工作温度升高的需求。介绍了太阳能热发电技术的概念与三种现有形式,并通过对常用熔盐的分析,简要阐述了塔式太阳能热发电系统中熔盐储能材料的筛选方法,以及实验中应注意的事项,并基于现有研究成果以及已实际应用的熔盐的论述与分析,可以认为塔式光热电站的潜力仍然十分巨大,且熔盐的优化仍然有很大空间。     

储能电站参与能量-调频市场联合调度模式研究

随着电力市场改革的稳步开展以及储能技术的重大突破,储能电站作为交易主体参与电力市场交易机制的研究提上日程,成为进一步深化储能商业化运营亟待解决的重要问题。以美国加州调频补偿机制为应用背景,基于电力系统源-网-荷-储的协同特性以及储能电站的运行和调节特性,考虑储能电站调频容量与调频里程的耦合,构建了储能电站作为交易主体参加能量市场与调频辅助服务市场的联合调度模型。基于改进IEEE 39节点系统的算例对所提模型进行了验证,并对加州模式下,储能电站本身的运行特点及其对系统运行的影响以及储能电站参与能量市场和调频辅助服务市场的利益分配特点等进行了详细分析,对国外储能电站参与电力市场的成熟应用模式的国产化具有较好的启示作用。     

含大规模储热的光热电站—风电联合系统多日自调度方法

含储热的光热电站具有良好的可调度性,其可调度能力与实时光照功率和储热装置内存储的能量有关。当光热电站与风电组成联合系统发电时,光热电站可以削减风电的不确定性,但由于风、光功率情况在不同调度日间具有波动性,因此联合系统需要的光热电站的可调度能力和光热电站的实际可调度能力每天均不相同。文中建立了基于场景方法的光热电站与风电联合系统的多日随机调度模型。该模型充分考虑多日风、光功率预测的不确定性,进行联合系统日前自调度。最后,通过算例分析,讨论了不同预测时间尺度、储能参数取值对自调度结果的影响。     

含储热光热电站的电网调度模型与并网效益分析

含储热的光热发电系统是近年来太阳能利用的一种新的发展方向。其优势体现在:借助大容量的储热装置,该系统能够平移所吸收的光热能,具有良好的可调度性;同时其中的汽轮机组具有良好的可控性。从含储热的光热电站的运行机理入手,经过抽象和简化,得到了面向电网调度的光热电站模型。该模型刻画了光热电站中的能量流及其主要运行约束,适用于电网调度。在传统安全约束机组组合模型基础上,提出了含光热电站的电网调度模型。对算例系统进行了电网调度仿真,分析了在完全接纳光热发电的前提下,光热电站并网在发电成本、可再生能源接纳和提高汇集输电线路利用率等方面的可观效益。     

基于离散傅里叶变换的主动配电网混合储能容量优化配置

考虑能量型储能和功率型储能的互补性,以混合储能系统（hybrid energy storage system,HESS）的投资运行成本及电能交易成本之和最小为目标函数,提出一种基于离散傅里叶变换（discrete Fourier transform,DFT）的主动配电网（active distribution network,ADN）混合储能容量优化配置模型。该模型采用离散傅里叶变换将混合储能系统功率分解成低频分量和高频分量,分别由能量型储能和功率型储能承担,优化分配混合储能系统功率。计及充放电状态对能量型储能寿命损耗的影响,计算能量型储能的充放电深度和寿命损耗,测算其使用寿命,进而计算投资运行成本。同时,考虑市场环境中的分时电价和电能交易,优化混合储能系统充放电功率,减少能量型储能寿命损耗。以改进IEEE 14节点配电网为例,利用我国华南地区某电网夏季典型日运行数据验证所提出模型的合理性和有效性。     

百兆瓦级电化学储能电站能量管理研究综述

储能电站能量管理技术对于提高储能电站运行效率、降低全生命周期成本的重要性与日俱增。为此，首先阐述了百兆瓦级电化学储能电站相关政策、标准及发展现状；其次针对电化学储能电站的数据处理技术和通讯技术架构、应用现状进行详细分析；再次，对储能电站的外部需求及调度管理技术进行了归纳总结，并阐明储能系统中各电池簇级、模组级中的能量管控技术；最后对百兆瓦级电化学储能电站能量管理技术的未来工作进行了展望。     

电池储能单元群参与电力系统二次调频的功率分配策略

大规模电池储能电站响应频繁的电力系统二次调频小额功率需求时,面临二次调频功率在电池储能单元群之间分配的问题,分配不当会劣化储能电站运行效率。文中分析了电池储能单元充放电功率对其能量转换效率的影响,构建了电池储能单元充放电功率-效率模型,提出使电池储能电站整体能量转换效率最大化的电池储能单元群功率分配策略。该策略可以提高电池储能电站运行效率、减小功率损失,同时在小额调频功率需求场景下可以减少电池储能单元响应数量和延长电池储能电站寿命。仿真分析验证了所提功率分配策略的有效性,与按比例功率分配策略和最大充放电功率分配策略对比结果表明,所提出的功率分配策略在提升电池储能系统运行效率以及减缓电池寿命衰减方面均具有优势。     

计及储能电站安全性的功率分配策略研究

储能电站的安全稳定运行,备受业界关注。大功率等级的储能电站离不开若干储能电池舱间联合运行,合理的功率分配是保障储能电站运行安全、提升效率的重要手段。因此,该文针对典型的锂电池储能电站的系统功率优化分配问题展开研究。面向电化学储能电站安全性的能量管理问题,提出考虑电池舱健康状态（SOH）及荷电状态（SOC）双层控制下的系统功率分配策略。首先基于SOH设计一级功率均分、单独出力以及自适应分配三种分配模式;然后,考虑SOC设计防止过充过放的分配策略;最后设计二级功率分配策略联动,在优先保障电站运行安全性前提下,同时提升储能电站输出功率分配最优,并分别从电池舱级、逆变器级、系统级三个方面设计算例验证有效性,为后续电化学储能电池系统的工程实际应用重要参考价值。     

基于剩余需求曲线的风电-储能一体化电站投标决策方法

针对风电-储能一体化电站（简称风储电站）在日前电能量和备用市场中同时作为价格决定者的投标问题，提出了一种基于剩余需求曲线的电量-备用联合投标决策方法。首先，考虑储能系统运行约束以及电能量-备用市场的耦合关系，在风储电站日前投标范围内生成电量-备用的可行投标组合，基于神经网络预测计算对应的市场出清电价，提出了电能量和备用市场中剩余需求曲线的联合建模方法。然后，建立了用于开展日前电量-备用联合投标的随机优化决策模型，以风储电站收益期望最大为目标调整储能系统的日前出力计划和备用容量，同时考虑实时市场的不确定性，通过调用储能系统的备用容量降低风储电站的实时偏差惩罚。最后，通过算例仿真验证了所提投标决策方法的有效性。     

考虑可控负荷的光热电站和风电系统调度策略

随着风电并网规模不断增大,为解决其随机性及波动性导致弃风现象严重的问题,提出了考虑可控负荷的含储热光热电站和风电系统调度策略。该模型将电加热装置与储能系统一起视为需求侧灵活性资源,充分利用其快速调峰能力,与火电机组及光热电站配合,共同参与到风电系统调度中。模型考虑使用电加热装置时产生的能量损耗对系统的影响,以系统运行成本和弃风量最小为目标,求解最优储热容量和电加热装置最大功率,以及系统日前调度计划。以4种已有调度模型作为对比,对西北地区一典型日实测数据进行算例分析,结果表明所提调度策略能够在降低系统运行成本的同时,进一步提高风电消纳。     

减少弃风损失的储能容量和布局优化研究

针对我国大规模风电接入地区因系统调峰能力不足引起的大量弃风问题,提出采用大容量储能电池提高系统调峰能力、减少弃风损失的储能充放电策略。基于所提出的储能恒功率充放电策略,建立储能电站容量和布点优化的数学模型,并采用遗传算法进行求解。该模型以储能电站的投资和运行成本、网络损耗、调峰不足弃风及风电送出通道阻塞弃风损失之和最小为优化目标,考虑了储能电站的峰谷电价收益、计及了风力发电的碳减排效益,并满足电网的安全运行约束。最后,利用IEEE RTS79系统进行储能布局优化分析,验证了方法的有效性。应用该方法能够为解决大规模风电并网地区的弃风问题提供技术解决方案。     

熔盐储热型塔式太阳能与燃煤机组耦合方式及热力性能分析

为提高塔式太阳能电站发电效率,同时降低火电机组煤耗,将配置熔盐储热装置的塔式太阳能光热系统耦合到常规燃煤机组中,并对耦合系统进行模拟仿真。研究表明:在锅炉75%THA工况基准下,太阳能光热系统可以承担5%～15%换热负荷,使燃煤机组在80%THA～90%THA负荷下运行,煤耗降低率由5.76%提高到15.54%;利用熔盐储热装置的耦合机组在85%THA负荷下,稳定运行时间可延长约33%,整个耦合系统能够消纳更多的太阳能。该结论对塔式太阳能补偿燃煤火电机组性能研究具有一定参考作用。     

电网侧电池储能电站运行分析系统的建设与应用

电网侧电池储能电站不同于常规火风水力电厂,传统的电网设备运行分析方法和评估手段无法准确反映电网侧电池储能电站运行情况。提出一套集合系统结构设计、基础数据采集、指标计算分析于一体的储能电站运行分析系统建设方案。该研究成果已经在镇江电网侧储能示范工程中进行应用,效果显著,为其他电网侧储能电站运行分析系统建设提供参考。     

熔盐储能在燃气-蒸汽联合循环系统中的应用研究

提出一种带熔盐储能的燃气-蒸汽联合循环系统,探讨了采用熔盐储能技术对该系统的运行参数及经济性的影响。结果表明:该系统方案切实可行,利用熔盐在能量需求低谷时储能、在能量需求高峰时释能,燃机效率至少可提高18%,增加了电厂收益,提高了能源利用率。