热电联产机组的电力调峰运行模式研究

随着社会发展和产业结构的不断调整,用电结构不断变化,广东电力系统面临着日益加剧的调峰问题,系统调峰能力的不足成为制约电力发展的一个重要因素。利用热电联产机组参与调峰是解决上述问题的有效途径。文章从热电联产机组的建模出发,研究发电热耗、供电气耗、热电比与联合循环供电出力、供热量之间的关系,得出影响机组调峰能力的因素及调峰范围,通过对热电联产机组调峰能力的分析,提出热电联产机组应对电力系统调峰的运行模式。     

不同规模供热水网辅助热电联产机组调峰性能的模拟研究

利用供热水管网蓄能可提升热电联产机组参与电网调峰调频的能力,本文建立供热水网与热电联产机组的耦合模型,分析了不同规模供热水网温度波动情况以及供热管道末端温度的动态响应时间。单程管长分别为10 km、20 km、40 km管道的工况下,供热管道末端温度响应时间为2.5 h、5.0 h、11.0 h。通过汽轮机变工况建模,分析了汽轮机输出功率的变化,结果表明,在此间歇性供热的情况下,机组最小电负荷降低了37.41MW,最高电负荷升高了58.25MW,使用热网进行蓄放热能有效提升机组运行灵活性。     

深度调峰背景下的厂级热电负荷分配优化

为解决在调峰辅助服务市场下不同容量的热电联产机组的热电调度问题,建立了多台热电联产机组调峰调度模型,该模型以全厂收益最大为目标函数,使用分段三次Hermite插值法计算燃煤成本,综合考虑机组的热电出力约束条件,使用粒子群算法求解机组之间的热电调度问题。以某热电厂典型日热电负荷为例进行算例分析。结果表明：所建调峰调度模型能显著提升全厂总收益,且全厂总收益随调峰分摊金额的提高而减少;当热负荷增大时全厂总收益也增大,在全厂电负荷约为机组额定容量之和的60%时,全厂总收益达到最大。     

燃气热电联产机组选型、调峰能力及电价机制分析

广东电力系统峰谷差不断增大,系统调峰问题日渐突出,对热电联产机组参与调峰的能力也提出了新的要求。探讨了燃气热电联产机组选型及调峰能力,分析了热电联产机组上网电价机制,提出促进广东燃气热电联产科学发展的建议。     

热电联产机组热电解耦改造方案的调峰特性及能耗分析

以某电厂330 MW抽汽凝汽式汽轮发电机组为研究对象,计算分析了低压缸切缸、高低压旁路改造、增设储热罐、电锅炉及吸收式热泵5种改造方案对供热机组安全运行可行域及热电解耦能力的影响规律,并采用EBSILON建立案例机组的热力学模型,模拟了各改造方案的能耗状况。结果表明：5种改造方案均可使热电联产机组的安全运行可行域增大,其中两级旁路改造方案的机组最大供热能力增幅最大;除低压缸切缸改造外,其余4种方案的热电解耦能力均有不同程度的提高,其中电锅炉改造方案在电热负荷较低时的热电解耦能力最强;在相同条件下,各改造方案的机组标准煤耗量由高到低分别为电锅炉、两级旁路、低压缸切缸、储热罐和吸收式热泵。     

吸收式热泵耦合大型抽凝机组供热的经济性分析

针对供热需求与供热能力之间的矛盾和电站低品位冷凝热利用不充分的问题,以300MW抽凝供热机组为实例制定了吸收式热泵耦合抽凝机组供热方案。结合耦合供热方案提出供热面积扩容率的概念,通过对耦合供热与传统热电联产供热两种供热方式的定流量热力计算,以供热面积扩容率、能源综合利用率和热电总收益三个经济性指标为比较标准,进行了经济性指标对比分析。结果表明:耦合供热方式在机组不增容的前提下能够扩大供热面积,提高能源利用率,并增加热电厂的经济收益。     

高低压旁路供热改造对机组调峰能力的影响分析

针对现阶段热电联产机组供热期调峰能力不足的问题,以某350 MW超临界燃煤机组为案例,介绍了其高低压旁路供热改造方案,并以改造后机组的实际运行数据为基础,对改造前后机组的运行特性和调峰能力进行了详细的对比分析。结果表明：案例机组进行高低压旁路供热改造后,在保证机组供热期热负荷和热段再热蒸汽流速不超限的情况下,机组电负荷调峰下限可由原来的230.9 MW降至161.4 MW,降低30.1%;当案例机组两个中压调节汽门关至42%时,机组电负荷调峰下限可进一步降至140.8 MW;旁路供热蒸汽量占比可由原来的56.3%提高至61.9%,提高5.6%,机组的调峰能力得到进一步提高。     

配置蓄热装置对热电机组运行经济性的影响分析

为了解决我国“三北”地区的弃风、弃电问题,提升热电机组的调峰能力尤为重要,在热电机组中配置蓄热罐可实现“热电解耦”,是扩大机组调峰空间的有效方法。本文以某330 MW亚临界机组为研究对象,利用Aspen Plus软件构建了配置蓄热装置的热电机组仿真模型,借助煤耗量、能量效率等指标,分析了蓄热装置的抽汽位置对热电机组经济性的影响。模拟结果表明：热电机组在不同工况下模拟计算结果均与实际工程数据吻合良好,验证了计算模型的可靠性;在机组的采暖抽汽口抽汽进行蓄热,最为经济合理;针对选取的六种典型工况,配置蓄热装置后的机组相比原机组最高可节省总煤耗量7 003.74 kg,平均每小时可减少1 167.29 kg燃煤量。     

多热电联产机组建模及热电动态耦合特性分析

为解决多热电联产机组发电与供热、供汽负荷存在强耦合、对象兼有大惯性大迟延、系统时变非线性等多种复杂特性而难以控制的问题,采用机理分析方法建立某300 MW机组各主要动态环节的能量平衡微分方程,并依据设计和运行数据确定模型参数,建立了适用于全负荷工况的动态模型,并将机组实际输入信号引入模型,通过对比模型输出与对象实际输出...     

高背压-抽凝机组耦合运行优化技术对深度调峰性能影响及经济性分析

针对某电厂350MW抽凝供热机组和高背压供热机组,利用Ebsilon软件进行建模,并进行了高背压-抽凝机组耦合运行优化分析,特别分析了两台机组总调峰性能以及优化运行后总经济效益的变化情况,并计算了调峰损失电量的运行补偿成本,计算结果显示,在保持供热总负荷600MW不变时,高背压-抽凝机组耦合运行方式可使两台机组增加调峰深度38.77MW,运行总经济效益减少1.03万元/h,折算调峰损失电量的运行补偿成本为0.26元/(kW·h)～0.27元/(kW·h)。分析案例为电厂参与深度调峰服务市场提供了参考依据。     

辅助火电机组调峰系统的储热参数设计研究

目的  为适应原有火电机组对新能源电力消纳的需求,提高其调峰能力是关键因素之一。 方法  储热系统作为燃煤热电机组“热电解耦”的重要方式,评价其参数匹配性具有工程参考价值。文章采用一种耦合储热装置来增加燃煤机组深度调峰能力的方法,并结合热负荷以及电负荷的功率曲线,对储热装置参数的影响规律展开了系统研究。 结果  结果表明：以区域负荷曲线为典型案例,随着储热罐的储热容量和充放热速率参数的提高,储热系统对机组的热负荷调节能力先逐渐提升并在分别在112.75 MW和129 37 MW·min时达到上限,此时深度调峰参数为77 MW左右;此外,储热容量与充放热速率具有一定的匹配关联,二者中瓶颈因素将直接制约系统的深度调峰性能。 结论  通过对储热和放热边界情景的积分,精确的展示了储热罐在辅助调峰过程的中作用,同时结合其运行策略的优化设计能够进一步分析储热辅助调峰系统的参数匹配关系,为后续火电机组耦合储热系统的参数设计提供参考。     

双碳目标下燃煤热电联产机组储能技术应用分析

目的  “碳达峰、碳中和”目标要求现有能源结构进行深刻变革。提高原有燃煤热电联产机组灵活调节能力是保障新能源电力安全并网的重要内容之一。 方法  分别从燃煤热电联产系统灵活调节需求、潜在储能应用现状以及耦合储能技术的发展方向等方面进行了评述。 结果  分析认为深度“热电解耦”仍是提高燃煤热电联产系统的关键内容。其次,为满足“源–荷”匹配性,储能技术将在燃煤热电联产系统中发挥重要作用,其中具有应用潜力的储能技术主要包括储热、蓄电以及飞轮储能。 结论  最后根据燃煤热电联产机组耦合储能技术的应用特点,提出了储能性能老化、新能源消纳、扩容区域热电负荷中长期变更、初投资与回收期的经济性分析四个方面的建议以及需要注意的相关问题。     

凝汽机组低品位化供热改造及其应用前景

简要分析了供热过程的最低理论燃料单耗问题,详细论述了常规自然对流散热器所决定的采暖供热温度匹配问题及其对策。并依据基于电量的统一性能评价方法,分析计算了凝汽机组低品位化供热改造的性能指标,以及配合高效末端散热器,适应用户末端散热器温度匹配能够取得的节能效果,并从总能系统的角度进行了阐述。还对这种改造的特点及其应用进行了分析。     

冰蓄冷空调蓄冰罐单独融冰供冷的设备选择计算

本文介绍了建筑物冰蓄冷空调设计中当某些时间的空调冷负荷小于制冷机的空调供冷量而由蓄冰罐单独融冰供冷的设备选择计算方法。     

光伏电站电能信息采集系统中发电模型的参数方案设计与分析

面向电网的光伏电站电能采集监视系统的核心之一是光伏电站发电模型。主要对提出的电网电能采集信息系统中的光伏电站发电模型进行参数分析,设计了最少的静态参数和最少的动态测量方案;对发电模型的静态参数、动态测量参数进行了灵敏度分析,掌握了其误差对功率精度的影响程度,并提出了满足功率总精度要求的各静态参数、动态测量的精度要求,便于对设备制造商提供的静态参数和电站监控系统测量参数提出精度要求或提出复核的依据。通过了真实投运电站的验证,显示所提出的光伏电站发电模型的可行性、经济性、实用性。     

Future development of the electricity systems with distributed generation

Electrical power systems have been traditionally designed taking energy from high-voltage levels, and distributing it to lower voltage level networks. There are large generation units connected to transmission networks. But in the future there will be a large number of small generators connected to the distribution networks. Efficient integration of this distributed generation requires network innovations. A development of active distribution network management, from centralised to more distributed system management, is needed. Information, communication, and control infrastructures will be needed with increasing complexity of system management. Some innovative concepts such as microgrids and virtual utilities will be presented.     

A review of integration strategies for solid oxide fuel cells

Due to increasing oil and gas demand, the depletion of fossil resources, serious global warming, efficient energy systems and new energy conversion processes are urgently needed. Fuel cells and hybrid systems have emerged as advanced thermodynamic systems with great promise in achieving high energy/power efficiency with reduced environmental loads. In particular, due to the synergistic effect of using integrated solid oxide fuel cell (SOFC) and classical thermodynamic cycle technologies, the efficiency of the integrated system can be significantly improved. This paper reviews different concepts/strategies for SOFC-based integration systems, which are timely transformational energy-related technologies available to overcome the threats posed by climate change and energy security.     

Modelling the effects of climate change on the energy system—A case study of Norway

The overall objective of this work is to identify the effects of climate change on the Norwegian energy system towards 2050. Changes in the future wind- and hydro-power resource potential, and changes in the heating and cooling demand are analysed to map the effects of climate change. The impact of climate change is evaluated with an energy system model, the MARKAL Norway model, to analyse the future cost optimal energy system. Ten climate experiments, based on five different global models and six emission scenarios, are used to cover the range of possible future climate scenarios and of these three experiments are used for detailed analyses. This study indicate that in Norway, climate change will reduce the heating demand, increase the cooling demand, have a limited impact on the wind power potential, and increase the hydro-power potential. The reduction of heating demand will be significantly higher than the increase of cooling demand, and thus the possible total direct consequence of climate change will be reduced energy system costs and lower electricity production costs. The investments in offshore wind and tidal power will be reduced and electric based vehicles will be profitable earlier.     

Potential of renewable surplus electricity for power-to-gas and geo-methanation in Switzerland

Energy systems are increasingly exposed to variable surplus electricity from renewable sources, particularly photovoltaics. This study estimates the potential to use surplus electricity for power-to-gas with geo-methanation for Switzerland by integrated energy system and power-to-gas modelling. Various CO₂ point sources are assessed concerning exploitable emissions for power-to-gas, which were found to be abundantly available such that 60 TWh surplus electricity could be converted to methane, which is the equivalent of the current annual Swiss natural gas demand. However, the maximum available surplus electricity is only 19 TWh even in a scenario with high photovoltaic expansion. Moreover, making this surplus electricity available for power-to-gas requires an ideal load shifting capacity of up to 10 times the currently installed pumped-hydro capacity. Considering also geological and economic boundary conditions for geo-methanation at run-of-river and municipal waste incinerator sites with nearby CO₂ sources reduces the exploitable surplus electricity from 19 to 2 TWh.     

Simulation study of a large scale line-focus trough collector solar power plant in Greece

This paper deals with the technical feasibility and economic viability of a solar thermal power plant using parabolic trough collectors in Greece. The power plant is to be installed in the island of Rhodes and its power output will be 8.55 MW. Power plant simulation is carried out using TRNSYS software (STEC library) and economic issues of the project such as initial cost of investment, operation and maintenance (O&M) and energy costs will be analyzed. It was found that for the particular investment, considering a 75% of initial investment cost loan (with a 10-year period), the payback period will be approximately 13 years.