基于成本最优的含储热光热电站与火电机组联合出力日前调度

含储热光热发电的优势体现为良好的出力可控性和可调度性,合理调度光热发电能够有效降低系统运行成本。以成本最优为目标,从光热电站的光电转换特性分析角度出发,在计及各项运行约束的基础上,提出含储热光热电站与火电机组联合出力调度策略。该策略综合考虑火电机组发电成本、光热发电并网消纳的环境效益和运行维护成本、系统旋转备用成本以及电网安全运行约束等因素,从而确定光热电站在既定储热容量下的最优出力调度策略。基于遗传算法,通过IEEE 30节点算例验证了所提方法的可行性与有效性。     

降低火电机组调峰成本的光热电站储热容量配置方法

光热发电是大规模利用太阳能的新兴方式,其储热系统能够调节光热电站的出力特性,进而缓解光热电站并网带来的火电机组调峰问题。合理配置光热电站储热容量,能够有效降低火电机组调峰成本。该文提出一种光热电站储热容量配置方法,在对光热电站运行特性及其对电网调峰影响分析的基础上,综合考虑了火电机组向下调峰成本与储热成本对储热系统容量配置的影响。最后分别基于IEEE 30节点系统以及西北某省电网系统的仿真算例,验证了该文方法的可行性和有效性。     

含大规模风电及光热电站的电力系统优化调度方法

含储热和电加热的光热电站的出力具有良好的灵活性和可调度性,能够有效提升电力系统调节水平和新能源消纳能力。首先,基于光热电站运行机理,建立含储热及电加热的光热电站运行模型,描述光热电站的能量转换特性及运行约束。进而,以系统运行成本最优为目标,计及系统各项运行约束,建立含大规模风电及光热电站的电力系统优化调度模型,并利用优化软件CPLEX求解模型。该模型综合考虑光热电站提供备用容量能力、系统运行稳定性及整体经济性,从而确定最优日前调度策略。最后,通过IEEE 39节点系统算例仿真验证了该方法的可行性和有效性。     

光热电站促进风电消纳的电力系统优化调度*

针对风电并网消纳困难问题,文中利用光热电站中蓄热系统的可调度性和电加热装置自身的消纳能力,提出一种光热电站促进风电消纳的电力系统优化调度方法。该方法以一种光热-风电系统结构为基础,分析光热电站的内部简化模型和风电功率爬坡事件的短时间尺度辨识方法。然后以系统综合成本最低为目标,考虑各种机组的运行特性和约束条件,建立光热-风电优化模型,对系统进行优化调度。利用MATLAB优化工具箱在IEEE-RTS24节点系统上对该方法进行仿真验证。结果表明,高比例风电并网时,光热电站的参与可以缓解系统中火电机组快速出力调节的压力,在保证系统运行经济性的同时,促进风电并网消纳。     

含光热电站的风电系统多源联合调度撤回

风电出力与负荷需求呈逆向分布是产生弃风的主要原因,而传统仅靠火电机组参与风电的调度,受制于火电机组爬坡能力不足、启停成本高等原因,不能满足系统的备用需求。为解决上述问题,提出了含光热、火电、风电系统的多源联合调度模型。利用出力灵活、含有大规模储热系统的光热电站为系统提供备用容量,与风电、火电共同参与系统调度,以传统火电机组与风电系统的调度模型作为对比。结果表明,所提调度策略能够在提高火电机组的利用效率和风电消纳水平的同时,降低系统运行成本。     

高比例新能源接入电网光热发电-火电联合调峰优化控制方法

为了解决高比例新能源接入电网调峰能力不足的问题,提出光热发电-火电联合调峰优化控制方法.分析光热发电的可调节特性以及光热发电-火电联合调峰控制的可行性,基于此,提出高比例新能源接入电网光热发电-火电联合调峰优化控制模式;进而提出以系统受阻风光电最小为目标的光热发电-火电联合调峰优化控制方法.算例仿真表明所提优化控制方法可有效提高系统调峰能力以及减少受阻风光电量.     

风电-光伏-光热联合发电系统的模糊多目标优化模型

为实现以风光为代表的高比例新能源在电力系统中的友好并网,集成风电场、光伏电站和光热电站为多电源系统,提出风电-光伏-光热联合发电系统的模糊多目标优化模型.利用含储热光热电站良好的可调度性与可控性,为系统提供旋转备用与爬坡支撑,削减风光出力随机性与不确定性,从而实现其削峰填谷功能.以系统并网效益最大和输出功率方差最小为目...     

光热电站电加热装置功率优化配置研究

为多能互补基地中的光热电站加装电加热装置,能够有效减少弃风弃光电量,但由于光热电站和电加热装置共用一个储热装置,如何合理配置储热时长和电加热功率,以最小投资获得最大收益,对于优化多能互补系统运行至关重要。针对含光热电站和电加热装置的多能互补基地,提出以光热电站度电成本最低作为目标,确定储热时长和电加热功率,以我国西北地区某多能互补发电基地作为实际算例,计算了不同场景下光热电站的度电成本,提出了设计阶段储热时长和电加热功率选择的合理化建议。     

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。     

太阳能光伏-光热联合发电的优化运行模型

光伏发电发展迅速,其间歇性与波动性使传统机组频繁处于深度调峰状况,借助光热电站可有效缓解。从光伏光热发电特性出发,建立了光伏光热联合发电模型,并对其接入后的电力系统进行优化。以光伏光热联合系统的收益最大以及跟随负荷能力最大为目标,并采用权重法对目标函数进行处理,可知优化模型满足光伏光热电站的主要运行约束与传统安全约束。IEEE 30节点的算例结果证明了该模型的有效性与可行性。     

考虑需求响应的风光热联合出力优化调度

目前,以风力、光伏为代表的可再生能源发展迅速,但受电网调节能力弱、需求侧资源未充分利用等因素的影响,出现严重的弃风弃光现象。首先,在风光电站与光热电站联合并网的基础上,采用电加热装置将未消纳的风电与光电转换为热能储存于光热电站的储热系统中,构建风光热联合发电系统模型;其次,引入激励型需求响应,按用户响应时段的不同进行区分,采用基于用户响应量差异的阶梯型激励机制,建立考虑激励型需求响应的风光热联合出力调度模型,实现源荷协调调度;最后,调用Cplex求解器,以系统综合成本最优为目标进行日前调度优化,对比分析了不同模型调度结果,验证了所提模型在提升系统风光消纳能力和降低系统综合成本方面均具有有效性。     

含光热电站的联合发电系统优化调度

该文结合我国西北某地区光热、火电联合发电系统的调度问题,模拟出了塔式CSP电站与传统能源电站配合发电的优化调度策略.文中首先分析我国已并网使用的光热电站的运行机理,构建了含储热的光热电站能量转换的数学模型;其次,总结塔式CSP电站的发电机理,构建复合发电系统的多目标优化调度模型;然后,借助MATLAB平台对多目标问题进...     

计及条件风险价值的含储热光热电站与风电电力系统经济调度

含储热的光热电站是一种可调度的可再生能源发电技术,其接入系统为实现高比例可再生能源消纳提供了新的技术手段。利用含储热光热电站可控的出力特性,以削减接入大规模风电后调峰问题带来的影响。考虑到风电和光照功率的不确定性会带来调度运行风险的增加,借鉴金融领域风险管理的概念,引入条件风险价值(CVaR)来度量不确定性因素给调度运行带来的风险损失,并以系统总调度成本和风险成本最低为目标,建立计及CVaR的含储热光热电站和风电的电力系统经济调度模型。采用IEEE 39系统对模型进行仿真分析,并探讨了不同风险系数、储热容量对优化调度结果的影响。     

计及可控负荷需求响应的含光热电站多源发电系统优化调度

目前新能源发电被更多地投入使用,风光资源也得到更多利用,风光发电并网规模不断扩大,但新能源发电具有的随机性及波动性,导致弃风弃光现象较严重。光热电站利用太阳能发电,具有储能系统和电加热装置,可满足调峰需求。考虑需求侧需求响应可控负荷与含光热与风电系统的调度策略,让需求响应和可控负荷及光热电站火电机组相配合一同参与风电系统调度,以系统的运行成本和弃风量最小为目标,求解最优调度计划。通过西北某地区的一典型日实测数据进行算例分析,验证该调度策略可有效提高系统的运行经济性和促进风电消纳。     

光热-风电联合运行的电力系统经济调度策略研究

针对大规模并网风电出力的随机性、波动性以及反调峰特性给电网调峰和调度带来的影响,采用含储热的光热发电系统与风电联合运行的调度策略。利用光热与风电出力的互补性及储热的可调度性平抑风电出力波动,减小电网负荷峰谷差,降低火电调峰的成本,减少弃风。基于光热电站的运行机理分析,建立光热-风电联合系统的电网调度模型。采用粒子群算法对模型进行求解,实现经济调度的优化。通过仿真算例分析验证调度策略及模型的可行性和合理性。     

基于可靠性指标的含风电电力系统的发电和运行备用的协调调度模型

风电出力随机波动及难以准确预测和调控的特性使得大规模风电接入给系统的备用决策和发电调度带来难题.在定义期望失负荷比例(expected load not supplied ratio,ELNSR)的基础上,综合考虑机组强迫停运率、负荷及风电出力预测误差等不确定性因素,推导出系统运行备用与ELNSR之间的量化关系,并将该量化关系作为发电调度的约束,建立含大规模风电的电力系统发电和备用协调调度模型.算例结果表明所建模型能够兼顾经济性和可靠性,协调风电和火电的出力分配,并能给出对应可靠性要求的运行备用在火电机组间的优化分配方案.     

含光热电站接入的多源联合系统模型预测控制方法

光热电站具有良好的可调节特性,能够弥补常规机组调节能力不足,促进风电、光伏消纳。然而,光热电站的可调节能力受到太阳能直射辐射情况以及蓄热装置初始蓄热量的影响,增加了光热电站接入下多源联合系统协调优化难度。为此,提出了含光热电站接入的多源联合系统模型预测控制方法。首先,建立了光热电站功率调节特性、能量储存运行特性的数学模型;在此基础上,基于多源联合机组组合滚动优化及反馈校正的模型预测控制MPC思路,提出了含光热电站接入的多源联合系统滚动优化模型及相应的优化方法,进而得到含光热电站接入的多源联合系统优化控制方案;最后,以某含光热电站接入的新能源送端电网为例进行仿真计算,仿真结果验证了所提方法在挖掘光热电站有功调节能力、促进风光电消纳方面的有效性。     

计及价格型需求响应的风–光–光热联合发电系统日前调度策略

西北地区风光资源丰富,但由于新能源电站之间配合形式单一且未充分利用需求侧资源,弃风、弃光问题依然严重。针对这一问题,该文首先通过电转热环节将风光电站与光热电站储热系统结合,给出风–光–光热联合发电系统框架与原理。其次,引入价格型需求响应,在考虑综合成本最优的前提下兼顾系统的不确定性,构建计及价格型需求响应的风–光–光热联合发电系统日前优化调度模型。最后,在IEEE 30节点系统中进行算例仿真。算例结果证明,所提调度策略在满足电网安全运行的前提下,能够有效结合源–荷两侧进行优化调度,提高风光消纳能力的同时降低了系统的综合成本。     

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。