大规模风电接入电网的调峰措施研究

风电具有间歇性、随机性、反调峰等特性,大规模风电接入电网后电网调峰问题日益凸显。文章首先分析了风电的反调峰特性,其次分别从电源侧提高火电调峰深度、电网侧提高区域电网调峰互济、负荷侧积极参与调峰三方面探究了提高电网调峰能力的措施,促进大规模风电的送出与消纳,提高电网清洁能源占比。     

基于调峰能力评估的省间调峰互济交易模式

电网负荷峰谷差不断增大和跨区域输电的发展导致负荷低谷时段的调峰问题日益突出。提出一种电网低谷时段调峰能力评估模型,对研究周期内大容量燃煤机组启停次数和最小下调功率裕度进行优化,同时考虑机组运行的各类约束和电网负荷约束,实现电网低谷时段调峰能力的量化评估。基于不同电网间调峰能力的差异性,提出一种省间调峰互济交易机制,分析了低谷交易和峰谷打捆交易两种交易模式,并在调峰能力评估的基础上提出了调峰不足电网的调峰需求量确定方法。算例分析表明,所提出的方法能有效评估电网调峰能力,所提出的省间调峰互济交易模式具有可行性和有效性。     

广东调峰电源调用序位研究

为满足节能发电调度政策的要求,优化调峰电源运行,改善电网调峰能力,提高清洁能源消纳能力,对调峰电源调用序位提出建议。分别从机组运行特性、电力系统周调峰运行模拟、煤电机组启停调峰运行等3个方面,以系统运行经济性和节能减排效益为目标,研究了调峰电源调用序位分析方法。对比煤电机组启停调峰匹配核电、西南水电、风电运行获得的经济效益与节能减排效益,研究了负荷低谷时段可消纳新增清洁能源电量与清洁能源类型的关系。     

基于火电分级调峰深度的西南水电跨省消纳空间分析

准确掌握受端电网清洁能源消纳能力,是实现清洁能源从富集区外送、跨网消纳的先决条件。在考虑送受电双方清洁能源消纳的基础上,以受端电网调峰火电机组为优化对象,建立了受电区外购电最大接纳空间测算模型。以某实际电网为算例,将火电调峰深度作为衡量电网调峰能力指标,以5%为梯度,设置了调峰深度40%~75%,共8个场景,测算了8种场景下西南水电最大消纳空间。结果表明:随调峰深度的逐渐增加,受端电网水电可接纳量增加,剩余负荷标准差较原始负荷显著下降;当火电调峰深度达到70%时,电网接纳能力达到最大。研究结果可为西南水电跨省消纳及后期辅助服务市场设计提供参考。     

低碳目标下燃煤机组主辅市场联合优化研究

现有技术条件下,存量燃煤机组的合理运行不仅是新型电力系统的安全保障,也可为高比例可再生能源接入电力系统提供足够的系统灵活性。从系统角度出发,以整体经济性最优为目标,构建燃煤机组参与电能市场和调峰辅助服务市场的两阶段优化模型。考虑不同燃煤机组的技术特性,设计了多种方案对不同深度调峰方案下系统的经济效益与环境效益进行了比较分析。算例结果表明:燃煤机组深度调峰能够促进可再生能源消纳并减少发电侧的碳排放,但不同调峰深度下燃煤机组总收益差异显著,部分机组适合深度调峰且存在最优调峰区间。基于此,电力市场的机制设计应该考虑机组的技术特性,有利于优化燃煤机组运行效率并支撑高比例可再生能源电力接入电力系统。     

多类型电源参与的调峰辅助服务市场模型

为保证风电等清洁能源全额消纳,必须依靠市场手段提升多类型电源深度调峰积极性,深挖电网调峰潜力.基于调峰成本最小目标,提出了多类型电源参与的调峰辅助服务市场模型.该模型根据机组调峰报价高低依次调用,首先以调峰成本最小保证电网运行经济性,然后考虑核电机组调峰深度和调峰速率运行约束条件建立调峰辅助服务市场模型,对煤电和核电机组进行发电功率分配.多类型电源参与调峰不仅增加电网调峰能力,而且缓解煤电机组单一调峰压力和降低电网调峰成本.     

高低压旁路改造技术在热电联产机组灵活性改造中的应用实践

为主动适应促进清洁能源消纳政策,提高机组供热期深度调峰能力和供热能力,某区域电网对某公司热电联产机组开展了高低压旁路技术改造。旁路技术改造的应用,彻底解决了该公司机组“以热定电”传统运行方式造成的供暖期调峰能力不足的难题,保证了机组全采暖期、全时域参与电网深度调峰,提高了调峰辅助服务补偿收益。     

高低压旁路改造技术在热电联产机组灵活性改造中的应用实践

为主动适应促进清洁能源消纳政策,提高机组供热期深度调峰能力和供热能力,某区域电网对某公司热电联产机组开展了高低压旁路技术改造。旁路技术改造的应用,彻底解决了该公司机组“以热定电”传统运行方式造成的供暖期调峰能力不足的难题,保证了机组全采暖期、全时域参与电网深度调峰,提高了调峰辅助服务补偿收益。     

区域电网省间调峰辅助服务的市场机制与出清模型

针对区域电网接纳区外清洁能源产生调峰困难的问题,提出了一种调峰辅助服务市场出清模型,采用市场化机制对参与调峰的机组进行补偿,解决了当前省间电量置换机制下电量返回困难的问题。机组根据可售调峰容量与深度调峰限值,分段申报调峰容量与补偿价格参与市场出清,出清结果满足各项机组运行约束与网络安全约束,具有良好的可执行性。调峰市场出清价格具有明确的市场指引功能,以明确的价格信号吸引更多的机组提供调峰容量,促进清洁能源在受端区域电网的有效消纳。基于区域调峰辅助服务市场模拟运行数据的算例,验证了该模型的有效性。     

西北省间调峰辅助服务市场机制设计与实践

长期以来,西北电网弃风、弃光问题突出,西北各省（区）的电源装机特性和用电特性具有互补互济的特点,迫切需要建设调峰辅助服务市场以消纳更多的清洁能源。重点介绍西北省间调峰辅助服务市场的设计背景、基本原则与基本理念,并针对市场品种设计机理进行深入探讨。基于“谁受益,谁承担成本”的原则,设计考虑调峰效用的费用分摊方式,在一定程度上保证市场运行的公平性。通过算例以及实践运行表明,所设计的市场机制有助于促进省间调峰资源在西北区域实现优化配置。     

考虑跨区直流调峰的日前发电计划优化方法及分析

阐述了中国跨区直流输电对促进西北地区新能源消纳的重要性,分析了目前跨区直流外送模式对新能源消纳的不利影响。综合考虑分析直流输电系统的运行特性和跨区电能交易需求,建立了跨区直流计划调整的混合整数线性约束模型,提出了考虑跨区直流互动调峰的新能源与常规能源协调优化的两阶段日前发电计划编制方法。首先,基于安全约束经济调度(SCED)模型分析了受端电网直流接纳能力。然后,基于安全约束机组组合(SCUC)模型,综合考虑直流计划调整约束、系统平衡、机组运行、新能源出力预测和电网安全等约束条件,以节能环保和新能源消纳最大为优化目标,编制送端电网的机组组合、出力计划和直流送出计划。最后,通过某省级电网及其跨区直流计划优化调整的算例验证了所提方法的有效性。     

分时电价引导电解铝负荷参与百色区域电网调峰研究

随着并网风电装机容量越来越大,现有的调度模式难以应对风电出力的随机性,为提高区域电网调峰和消纳风电的能力,提出利用分时电价引导电解铝负荷参与火力发电机组调峰的联合优化调度模型,模型以系统总的发电成本最小为目标,以区域电网运行数据为算例进行仿真验证,结果表明所提模型能够提高系统运行经济性和风电消纳能力。     

基于虚拟煤质分析的火电机组最大出力在线评估研究

在碳达峰碳中和目标和构建新型电力系统需求的驱动下，我国可再生能源发电迅速发展，可再生能源大规模并网发电的波动性和随机性导致电力系统调峰能力日益紧张。火力发电机组作为电力系统中主力调峰电源，充分发挥其调峰能力对光伏、风力发电的消纳具有重要意义。通过山东省网源监督服务技术平台采集直调公用火电机组有功功率、给煤量等数据，采用数据挖掘等方法求取虚拟煤质数据库；利用虚拟煤质数据库获得单台机组的最大出力能力，进而获得全网火电机组的调峰能力；以山东省典型火电机组的仿真算例验证研究方法的可行性和有效性，研究结果可为电网调控部门分析并网火电机组调峰能力提供参考，支撑电网调度安全可靠运行。     

基于深度调峰的火电机组热工控制策略优化

为消纳电网中大量接入的可再生能源,电网对电源侧的各发电机组灵活性提出了更高的要求。火电机组的控制系统既要满足电网侧调频深度及快速性的要求,又要保证机组在负荷大幅度变化时各项参数维持在一定范围,现有的热工控制策略无法满足当前深度的要求。在燃煤机组进行深度调峰之前,机组AGC、一次调频主要在50%~100%额定功率范围内投入。随着机组负荷的下降,机组各子系统的调节性能由于测点、执行机构、控制策略的影响,造成负荷升降速率、负荷调节精度、一次调频性能,不能满足电网调度的需求。通过现场调研,查看机组运行历史数据,查阅机组各主要设备的说明书及参数,参照相关标准对机组开展深度调峰摸底试验,对燃煤机组现有的热工控制策略进行了深入研究,找出了热工控制系统制约机组深调的各项因素。通过对机组热工控制策略的调整和优化,实现机组30%~100%工况下投入协调控制系统及各子系统自动控制,深调能力显著提升,为机组安全性、稳定性及经济性打下基础。同时获取电网的深调电价补贴,提高机组的盈利能力。     

考虑电网调峰的热电联产热负荷动态调度模型

我国北方地区有丰富的风光可再生资源,冬季热电联产机组为满足热负荷需求而限制了其调峰能力,在一定程度上造成了风光与热电的结构性矛盾。针对上述问题,提出以多个机组共同满足热负荷为前提,通过构建考虑电网调峰的热电机组群热负荷动态调度模型,实现对不同热电性能机组的调峰潜力挖掘。仿真算例表明,如果机组群内存在较为明显的热电关系个体差异,热负荷动态调度可以较为明显地提升机组群的整体调峰性能,有效增加风光清洁能源消纳。     

计及风电消纳与发电集团利益的日前协调优化调度

消纳大规模风电增加了系统调峰难度,统一调度调峰资源可能使有深度调峰能力的机组产生偏离成本的经济损失与环境污染,难以保障机组调峰的公平性与积极性.提出集中调度与发电集团自主调度相协调的日前调度模型,将日前优化调度分为两阶段进行:第1阶段沿用集中经济调度方式,以系统煤耗最低为目标形成发电计划,并由机组发电计划得到各集团总发电计划;第2阶段各集团保持总发电计划不变,以集团发电成本最低为目标进行内部优化,重新形成机组发电计划.各集团作为独立利益主体,仅在第2阶段目标中计入机组差异、深度调峰、负荷互动等因素.经IEEE 30母线算例验证,该模型可缓解机组调峰压力,降低弃风率,减少发电集团与系统的运行成本.     

基于热电联合调度的弃风电储热供热技术方案

我国"三北"地区大风期与冬季供热期高度重合,冬季火电供热机组运行方式大,电网调峰能力不足,风电消纳问题极为突出。为缓解"三北"地区风电消纳矛盾,提高清洁能源利用率,拟提出在省级电网调度机构建立热电联合调度平台,利用互联网络与电储热供热用户进行信息交互,通过对电源与电储热供热联合优化调度,实现在电网弃风时段内启动电储热设备,实现弃风电储热供热。建立兼顾多方经济性的弃风电储热交易策略,保证风电企业和供热企业的经济效益,提高风电消纳水平,推动弃风电供热的可持续发展。     

考虑机组组合的梯级水电站跨省区多电网调峰优化调度方法EI北大核心CSCD

在电力大规模跨区消纳背景下,一些大型水电站群需要向多个电网送电、响应多个电网调峰需求,甚至存在单站不同机组分别向不同电网送电的情况。考虑水电站运行约束、多电网调峰需求及跨省区输电限制,提出了一种考虑机组组合的梯级水电站多电网调峰优化调度方法。该方法首先构建了水电站短期出力计算及网间电力分配的混合整数二次规划模型,采用迭代寻优方法计算梯级水电站的理想出力过程;之后以实际出力计划与理想过程相差最小为目标,结合约束简化策略构建梯级水电站短期优化调度模型,对各电站实际出力计划进行求解,并以此为基础,计算梯级水电站机组组合结果与各电网受电过程。基于溪洛渡—向家坝梯级水电站多电网调峰的仿真结果表明,所提方法可满足跨省区送电水电站复杂运行约束,有效响应各受端电网的高峰负荷需求,具有显著的调峰效果。     

基于优先消纳新能源的电网调峰难度分析指标体系研究

为了分析新能源优先消纳对电网调峰难度的影响规律，并为调度机构合理采取措施提高电网调峰能力提供数据支持，提出了一种新能源优先消纳的电网调峰难度分析方法。通过结合电网原始负荷需求和新能源接入后的等效负荷需求曲线，计算出负荷需求峰谷差以及均值、极值、标准差、概率分布等衍生指标，并以此为基础，构建一种新能源优先消纳的电网调峰难度分析指标体系，用于整体评价电网调峰难度变化。通过分析某省级电网某年度原始负荷需求与等效负荷需求曲线，量化新能源接入对全省电网调峰带来的困难，证明所提方法是有效的。     

区域电网省间调峰辅助服务交易机制研究

区域电网中各省的资源分布、装机情况及负荷情况存在差异,开展省间调峰辅助服务市场交易,可以实现调峰资源跨省互济,减少“三弃电量”,保障电力供应。针对区域电网中各省级电网可能出现的低谷调峰资源不足的问题,提出了区域电网省间调峰辅助服务交易机制。构建了低谷调峰辅助服务市场出清定价模型,以明确的价格信号激励相关机组提供调峰辅助服务。以某区域电网简化模型为算例进行了模拟分析,结果表明所提交易机制是可行、有效的。