四种热电厂电热解耦改造方案的运行灵活性剖析

明确了热电厂电热解耦改造是为热电联产机组配置短期调峰热源的本质。从配置补偿调峰热源的角度,分析了储热补偿、电锅炉补偿、旁路补偿和低压缸切除补偿4种改造方案的适用场景、电热运行区间、供热成本、供热能力并建立数学模型。建立了改造后热电厂运行灵活性评价模型;结合算例分析了4种方案单独使用及组合使用时在不同电负荷场景下的灵活性提升效果。     

东北辅助服务市场下热电厂配置电锅炉调峰的经济性分析

热电机组配置直热式电锅炉进行电热解耦改造,是提高机组下调峰能力并消纳弃风的有效手段。为分析主流机组改造的经济性,以东北调峰辅助服务市场为背景,建立了热电机组和电锅炉协调运行模型、消纳弃风的节煤量模型、下调峰的运行成本与效益模型,以及以投资回收期为指标的投资经济性评价模型。以实际数据为基础,对当前东北电网典型热电机组在不同场景下的经济性进行了计算分析。结果表明,在当前调峰机制下,在供热中期热负荷较大时,对于中小规模弃风,热电厂没有启动电锅炉消纳的动力;而为在大规模弃风时获取正收益,机组需要配置较大容量电锅炉,这又给热电厂带来了很大的投资风险。通过分析表明,降低机组最小出力可减小电锅炉的配置容量,从而提高投资经济性以降低风险。     

基于古诺模型的热电厂电锅炉和储热优化配置

将电锅炉和储热系统集成到电热联合系统中是提高系统灵活性以及风电消纳的可行方案。为了综合考虑不同热电厂多主体配置电锅炉和储热系统,兼顾考虑调峰市场的出清价格,提出了一种基于古诺模型的多个热电厂博弈电锅炉和储热系统优化配置模型。从热电厂主体角度出发,构建基于古诺模型的热电厂年化调峰净收益最大为目标的上层优化模型;其次,以组合场景下的总燃料成本消耗最小和弃风最小为目标建立含电锅炉和储热系统的最优调度模型。最后分别基于实际9节点系统的仿真算例,验证了所提模型的合理性和有效性。     

火电厂直热式电锅炉灵活性改造实践

分析了风电供暖的现状及消纳困局,探索热电机组灵活性改造方案,依托吉电股份白城发电公司国家首批火电灵活性改造试点项目,首次在热电机组采用直热式电锅炉,实现热电解耦,可再生能源消纳,清洁供暖一体化灵活性改造。白城电锅炉项目投运后,供热期3台电锅炉满负荷50 MW运行,可带85×10~4 m~2供热面积,实际上网电量大幅降低,机组既降低部分负荷又能满足供暖需求,解决了供热期热电机组无法调峰问题。     

电锅炉实现风电消纳的综合能源系统最优经济调度北大核心CSCD

在东北地区的供暖季,采用电锅炉协调热网和电网,对减小弃风有重要意义。本文综合考虑常规机组发电功率、风机电功率、储热热功率、热电联产机组电热功率和电锅炉电热功率等多种约束条件,基于电锅炉阶段性的电热调节,以总运行成本和弃风成本最小为目标函数,建立含风电的电力系统电热最优经济调度模型。通过分析热电联产机组供热、热电联产机组+储热设备供热、热电联产机组+储热设备+电锅炉联合供热的热网平衡,分析含风电的以热定电、无电锅炉、有电锅炉三种不同场景经济调度问题,对比研究储热和电锅炉对弃风量和耗煤量的影响。最后,在6节点的热电系统算例中,采用CPLEX工具箱,验证方法的有效性,并提出最优热电联合运行方式。     

电锅炉实现风电消纳的综合能源系统最优经济调度

在东北地区的供暖季,采用电锅炉协调热网和电网,对减小弃风有重要意义。本文综合考虑常规机组发电功率、风机电功率、储热热功率、热电联产机组电热功率和电锅炉电热功率等多种约束条件,基于电锅炉阶段性的电热调节,以总运行成本和弃风成本最小为目标函数,建立含风电的电力系统电热最优经济调度模型。通过分析热电联产机组供热、热电联产机组+储热设备供热、热电联产机组+储热设备+电锅炉联合供热的热网平衡,分析含风电的以热定电、无电锅炉、有电锅炉三种不同场景经济调度问题,对比研究储热和电锅炉对弃风量和耗煤量的影响。最后,在6节点的热电系统算例中,采用CPLEX工具箱,验证方法的有效性,并提出最优热电联合运行方式。     

面向提高风电接纳能力的多区域热–电联合调度模型

为解决"三北"地区供热期间"风热冲突"问题,提高风电就地消纳能力,提出在风电消纳困难的电网末端加装蓄热电锅炉,利用弃风电量进行供热以增加风电并网空间,并考虑区域间的电功率交换及多种机组约束,多区域综合调度,以系统发电成本最低为目标函数,构建多区域热–电模型,给出蓄热电锅炉的运行方式。基于我国北方某省级电网数据,验证电供热系统提高风电并网能力的有效性;分别仿真分析配置普通电锅炉和蓄热电锅炉的效果,说明蓄热装置对于电供热系统及风电并网的重要性;同时比较不同调度起止时间下风电并网及蓄热电锅炉运行状态的差异,结果显示在风电大发时刻即启动蓄热电锅炉能提高装置利用率。     

考虑供热机组与电锅炉互动的热电协调调度方法

供热机组"以热定电"的运行要求大大降低了机组自身的调峰能力,成为风电等清洁能源消纳的重要限制因素。通过引入电锅炉,实现供热机组与电锅炉互动,是提升供热机组运行灵活性的有效措施。在深入分析了供热机组和电锅炉的运行要求,协调考虑供热要求和供电要求后,提出了考虑供热机组与电锅炉互动的热电协调优化调度方法,基于IEEE-30节点系统构造算例进一步验证了方法的有效性。     

区域弃风供热模式与设备容量配置协同优化

为进一步提高"三北"地区弃风供热项目的经济性,鉴于项目经济性与设备种类、设备容量、区域负荷和弃风特性的复杂相关性,文章针对在热电厂配置储热罐、电锅炉以及同时配置电锅炉和蓄热装置这3种常用的弃风供热模式,提出一种区域弃风供热模式与设备容量配置协同优化的方法。首先,基于全寿命周期理论建立了弃风供热项目的成本模型,定义了年单位弃风消纳成本指标,用于评估弃风供热模式经济性。以此为目标,建立了基于经济调度的双层规划模型,并采用改进的网格搜索法和复合搜索法相结合的混合策略用于模型求解。最后,基于北方某省电网数据建立测试算例,对文章所提出的方法进行了验证,并探讨了区域负荷特性对弃风消纳效益的影响,为多种消纳模式的应用和推广提供技术参考。     

两种风电供热模式的节煤效果比较

针对当前风电供热项目使用纯凝电力过多、电锅炉利用率低的问题,提出了风电供热项目与热电厂互补供热的运行模式。在构建风电供热系统基本数学模型的基础上,建立了风电供热系统在独立供热模式和与热电厂互补供热模式下的运行策略模型和节煤效果计算模型。算例中,以实际数据为依据,对整个供暖期两种模式下的风电供热项目进行了模拟运行。结果表明,相对于独立供热模式,互补供热模式不仅在节煤效果上具有优势,而且该模式下风电供热项目无需配置储热,从而可节约投资成本。     

用户侧热电联产机组基于优化热点域的综合需求响应模型

随着综合能源系统的不断发展,用户侧热电联产机组（combined heat and power units,CHP）不断普及,对于降低用户用能成本、提高用户用能灵活性具有重要意义。用户侧燃气CHP能够在影响用户用能的前提下使用户具有综合需求响应能力,对于未来电力系统运行具有重要意义。文章结合抽凝式CHP在多能源系统中实际工作特点,提出了“CHP成本优势”的概念,即CHP与同等电热出力的“常规机组+电/热锅炉”构成的“等效CHP”之间运行成本差值。根据CHP不同运行状态“成本优势”的相对大小,从CHP电热运行域中进一步得到电热负荷的“优化热点域”。采用“优化热点域”顶点的线性组合,建立CHP在综合需求响应中的高效优化模型。算例表明,相比传统CHP电热运行域模型,所提出的模型能够减少综合需求响应优化决策的计算复杂度,从而提高计算效率。     

考虑综合需求响应的电热系统调度

随着综合能源中电、热负荷不断增长以及热电联产(CHP)装置、风机等电源迅速发展,弃风现象愈发严重。为解决弃风问题,提出考虑电、热综合需求响应的优化模型。首先,在负荷侧分析电、热负荷的可调度价值,对电负荷建立实时电价模型,并采用价格型需求响应进行调整;其次,采用自回归滑动平均(ARMA)模型描述热负荷的传输延迟特性,并考虑模糊性供热舒适度,使得热负荷具有一定的弹性,即热力需求响应,通过2种响应模式对电、热负荷进行调整可增大风电上网空间;然后,在源侧增加电锅炉和储热装置,增加系统的灵活性,解耦CHP“以热定电”的刚性需求;最后,以系统的日运行费用与弃风成本最小为目标,在Matlab中调用CPLEX对模型进行求解。算例表明,所提方法可显著提升风电消纳能力,降低系统运行成本,提高能源利用效率。     

提升火电机组灵活性改造技术方案研究

针对目前“三北”地区采暖期电负荷与热负荷需求不平衡日益加剧,火电机组在供暖期参与深度调峰热电解耦需求十分迫切的问题,从技术路线及方案适用范围等方面对提升火电机组灵活性改造的技术方案进行了详细地分析与研究,并针对具体工程确定了热水储热系统和电锅炉系统的工程设计方案。通过分析表明,热水储热系统、电锅炉系统及减温减压系统供热方案均能够在一定程度上提升火电机组的运行灵活性,增加机组调峰深度,不同方案有其各自的适用范围。     

考虑风电不确定性的热电厂蓄热罐运行策略

热电厂配置蓄热罐可有效提高其供暖期负荷低谷时段的下调峰能力来消纳弃风电力,但在国内需要通过集中调度确定充放热运行策略以充分发挥其调峰潜力。为考虑风电不确定性,建立了基于多场景的含储热的电热综合调度模型来优化确定蓄热罐运行策略;进一步为减少计算复杂性,提出一种简化的实用化确定方法。算例验证了两个模型的有效性,并且表明两者所确定的蓄热罐运行方式差异很小,因此实用化确定方法完全可替代基于多场景的电热综合调度模型。     

考虑综合需求响应的电热系统优化调度

考虑配电网中电、热负荷的不断增长,以及热电联产装置(Combined heat and power,CHP)和风机等分布式电源的迅速发展,提出考虑电、热综合需求响应的优化模型。首先,在负荷侧分析电负荷和热负荷的可调价值,电负荷建立实时电价模型,采用价格型需求响应进行调整；热负荷是考虑热负荷的传输延迟特性,采用自回归滑动平均(ARMA)模型描述和计及模糊性供热舒适度特性,使得热负荷具有一定的弹性,即热力需求响应,通过这两种响应模式对电、热负荷进行调整,增大风电上网的空间；其次在源侧增加电锅炉和储热装置,增加系统的灵活性,解耦CHP“以热定电”的刚性需求,最后以系统的日运行费用与弃风成本最小为目标,在Matlab中调用CPLEX对模型进行求解。算例结果表明,在源侧采用CHP+电锅炉和储热相比于传统的CHP+储热,风电的消纳能力有显著提升；在荷侧考虑电、热综合需求响应相比于传统的考虑单一需求响应,可有效的降低系统的运行成本,提高能源的利用效率。     

基于信息间隙决策理论的含光热电站及热泵的综合能源系统低碳调度优化

为解决电–热综合能源系统（integrated energy system,IES）中热电供需矛盾导致的弃风及环境污染问题,提出了含光热电站及热泵的IES低碳调度优化模型。首先,在能源侧利用热泵的供热灵活性,打破热电联产（combined heat and power, CHP）机组“以热定电”的运行限制;考虑光热电站与CHP机组联合运行,进一步提升CHP机组运行的灵活性。其次,对IES中各设备容量进行优化配置,针对风电、光伏及光热出力的不确定性,采用信息间隙决策理论进行处理,提出风险规避鲁棒模型。最后,通过9节点测试系统验证所提模型的有效性,并划分不同场景验证光热电站及热泵对IES的优化效用。     

考虑需求侧协同响应的热电联供微网多目标规划

热电联供(Combined Heat and Power, CHP)型微网集成了多种分布式能源,能源利用率较高,具有光明的应用前景。科学合理的系统规划是CHP型微网经济、高效运行的基础。基于此提出考虑需求侧热、电协同响应的CHP型微网多目标规划方法,规划目标兼顾经济指标和碳排放指标。需求侧热电协同响应模型基于建筑物和热水箱的热力学特性,同时考虑可转移电负荷的调度,从而建立基于需求侧协同响应的CHP型微网多目标混合整数线性规划模型。以居民区CHP型微网规划为例进行算例仿真,验证了方法的有效性。结果表明,应用需求侧热电协同响应可降低CHP型微网所需配置的燃气锅炉和储热罐容量,使系统综合成本明显降低。     

CHP Plants in Russia: the Necessity for Technological Renovation

The role of combined heat and power (CHP) plants in the electric power industry of Russia is shown. The operational efficiency analysis of public service CHP plants and the fuel, power, and age structure of the existing CHP plants are carried out. Their main problems, such as underuse of generating equipment, excessive production in the condensing mode, high degree of equipment wear, and technological heterogeneity, are identified. The necessity of technological renovation of the CHP plants is shown. The energy efficiency of the combined production of electric and thermal energy by the existing CHP plants is compared to modern technologies for their separate gas and coal production. It is shown that the thermal capacity of the CHP plants in Russia exceeds the required capacity by almost two times. Estimates of the CHP plant thermal capacity necessary to cover the current heat loads are obtained for Russian regions. Main directions of the CHP plants' renewal based on the use of competitive domestic equipment and operation according to the heat load schedule are determined. Systemic impacts achieved by technological renewal are determined for gas-fired CHP plants with allowance for the climatic and load features of the Russian regions. It is shown that the technological renewal of gas-fired CHP plants will allow saving up to 16% of today’s fuel consumption, reducing the total CHP thermal capacity by 47.5% with the same volume and heat supply mode. The operation of a CHP plant according to the heat load schedule leads to a reduction in the electric capacity of the CHP plant by 20% with an increase in electricity generation by 11%. As a result, the consumption of the installed electric and thermal capacity of the CHP plant increases dramatically as does the fuel efficiency and the annual loading balance of external gas-fired condensing power plants. The needs for GTPs and CCGTs required for the technological renovation of the CHP plants is assessed. The necessity for developing competitive domestic medium and high power GTPs is considered.