关键词：
联合调峰（精选八篇）
联合调峰 篇1
随着电力市场供需关系的变化,用电负荷特性逐渐变化,电网峰谷差持续扩大,电网调峰压力也随着增大;同时随着某电网用电负荷的迅速增长,接受外区电力逐年增多,加剧了某电网的调峰压力[1]。因此,为了缓解某电网未来的调峰压力,使整个电力系统更灵活、安全、可靠、经济运行,研究水电、火电及抽水蓄能的联合运行调峰具有重要意义[2,3,4,5]。本文首先对某电网负荷特性进行分析,预测了2017年某电网负荷增长状况,并调研分析了各类型调峰机组的可用调峰容量,从水电、火电、外区送电、抽水蓄能联合优化运行的角度对某电网2017年调峰方式进行计算研究,以此为依据提出了某电网调峰优化运行方式,对某电网调峰运行具有实际指导作用。
1 负荷特性预测
随着负荷的增长,某电网近年来的最大峰谷差也呈增长态势。2009—2012年,某电网夏季典型日的日负荷率从0.87逐渐下降到0.84,日最小负荷率从0.74缓慢下降至0.66。冬季典型日的日负荷率从0.80上升至0.85,日最小负荷率从0.66上升至0.72[6]。从历年最大峰谷差来看,某电网年最大峰谷差总体呈上升趋势,2009—2012年最大峰谷差年均增长率为7.93%。最大峰谷差一般出现在夏季和冬季;月最大峰谷差也呈总体上升趋势,其中夏季(7、8月)和冬季(12、1、2月)增长相对较快。
根据近年来某电网负荷增长数据,同时结合宏观经济形势预测、各行业用电量预测、经济结构调整的影响以及节能减排和智能电网等相关政策措施,对2017年的最大峰谷差及日最大负荷预测见表1。
2 某电网调峰电源分析
截至2012年,某电网的装机容量中水电装机容量占60.2%,火电装机容量占36.6%,抽水蓄能装机容量占2.4%。某电网现有的调峰方式主要依靠上述3类机组以及通过特高压的外区送电调峰。
2.1 水电调峰
水电机组启停方便,出力调整范围大,调节速率快,同时水电厂的运行成本低且没有空气污染[7]。当水电出力承担更多的尖峰负荷时,其节煤效果就越明显,所以水电是低碳经济时代最具调峰优势的电源。
2017年,预计水电总装机容量为11 150 MW,在丰水期,可参与调峰的最大容量为3 970 MW,在枯水期,可参与调峰的最大容量为3 204 MW。主力水电厂中径流发电的葛洲坝电厂,占水电总装机的10.3%(不含三峡水电站的装机为33.0%);调节性能优良的清江(隔河岩、高坝洲)等电厂,均为华中网调调度;黄龙滩、白莲河、王甫洲及陡岭子等具有一定的调节能力,但装机容量小,且需兼顾航运、防洪等,限制了水电的调节能力。但由于目前某电网峰谷差相对较小,且最大峰谷差持续时间短,根据在某省电力调度中心调研情况,目前基本不存在弃水调峰现象。
2.2 火电调峰
不同容量机组的调峰能力存在一定差异,火电调峰一般通过机组启停和调荷方式进行[8,9]。对于低容量机组,调荷方式调峰效果并不明显,另外,100 MW及以下火电机组主要是启停调峰,根据在某省电力调度中心调研情况,目前某电网不存在启停调峰。电网单机容量200 MW以下的只有沙市热电厂、华盛铝厂、东汽热电厂和沌口燃机,单机容量为200 MW及以下的机组装机容量之和为2 100 MW,其他均为300 MW及以上机组。单机200 MW及以下装机容量占火电总装机容量的17.2%,单机300 MW及以上装机容量占火电总装机容量的82.8%,具有较强的火电调峰性能。火电参与调峰容量见表2,从表2计算得出,2017年火电可调峰总容量为7 571 MW。但是在负荷峰谷差较大时期,为满足调峰要求,火电机组最小技术出力在需要时可以达到50%,火电可调峰总容量将上升至9 175 MW。
注:总调峰容量为7 571 MW,50%压出力容量为9 175 MW。
2.3 抽水蓄能调峰
抽水蓄能电站具有与常规水电站同样优越的运行特性:快速启动和带负荷、寿命长、运行及维护费少、事故率低。由于在低谷负荷期抽水,改善了其他火电机组的设备利用率,满足最小技术出力要求,提高了运行效率[10]。其运行情况主要取决于系统负荷曲线形状、上下蓄水库容、装机容量等因素。
某省内天堂抽水蓄能电站装机容量为70 MW,位于负荷中心的鄂东地区,调峰效果明显,但是装机容量有限。白莲河抽水蓄能电站装机容量为4×300 MW,供某省电网调度的考虑4台共计1 200 MW,目前可以承担某电网调峰约10%的任务。
2.4 外区送电调峰
考虑省间调剂的调峰容量,三峡送入某省电力考虑其部分调峰能力,丰水期其调峰能力为零,枯水期按其送入某电网总容量的15%的调峰能力考虑;川电、金沙江直流只在6～9月份有电力送至某省,不考虑输送电力期间的调峰能力;某消纳特高压电力大部分为火电,其调峰能力一般为按消纳值的20%进行分析计算。外区送电在丰水期、枯水期的调峰容量分别见表3及表4。
3 某电网调峰运行方案研究
依据表1中对2017年某电网负荷预测,丰水期某电网最大峰谷差为11 279 MW,旋转备用容量取最大发电负荷的5%,为1 961 MW。则系统所需的调峰能力为13 240 MW。枯水期最大峰谷差为12 323 MW。旋转备用容量取最大发电负荷的5%,为1 725 MW。则系统所需的调峰能力为14 048 MW。
根据2017年某电网峰谷差等情况,设置以下几种调峰方案:
方案1:水电与火电联合调峰;
方案2:水电、火电、外区送电联合调峰;
方案3:水电、火电压出力(全部最小技术出力为50%)、外区送电联合调峰;
方案4:水电、火电压出力、外区送电、抽水蓄能联合调峰。
根据以上4种调峰方案,计算得到2017年某电网丰水期及枯水期调峰情况见表5及表6。
由表5可以看出,4个调峰方案中,调峰容量逐渐增加。丰水期时,在最大峰谷差日必须依靠省外外区送电进行调峰,才能满足某省内调峰容量的需求,这是因为某省内电源中水电所占比例较大,在丰水期,水电带基荷运行,调峰容量有限。方案三与方案四均能满足某调峰需求,方案3具有1 065 MW的调峰容量盈余,方案4拥有2 265 MW容量盈余。从节能环保的角度,应该首选方案4,调动抽水蓄能发电的调峰能力,节省运行成本。
从表6可以看出,在枯水期,各类型调峰容量均有限,在最大峰谷差日,需要采用所有调峰手段,只有方案4满足某省联合调峰需求,产生1 141 MW的调峰容量盈余。
丰水期方案4的调峰方式存在大量的调峰容量盈余,可对其进行优化。为缓解省内调峰压力,增加调峰冗余,可以保持外区送电20%的调峰容量,抽水蓄能机组全部参与调峰,优化火电机组调峰容量。优化后结果见表7。
从表7可以看出,某省内调峰主要还是依靠火电和水电进行调峰,火电调峰容量所占比重较大,主要是因为丰水期水电带基荷运行,可调峰容量有限。为降低调峰运行成本,可以增加外区特高压送电调峰容量至其送电量的30%,以填补峰谷差,缓解调峰压力。
4 结论
针对近年来某电网最大峰谷差逐渐增大,而省内水电所占比重较大,调峰容量有限问题,对2017年某省内负荷特性进行了估测,并提出了优化运行的调峰方案,得到以下结论。
(1)充分利用水电调峰容量。由于某省水电资源已开发殆尽,未来水电装机容量将不再有太大变化。为满足未来调峰需求,需尽量维持现有的水电调峰水平。
(2)利用抽水蓄能调峰,使系统运行更加经济。抽水蓄能具有调峰填谷的功能,并且环保经济,在现代电力系统中具有重要的调峰作用。建议在未来负荷特性恶化,某电网存在较大调峰不足的情况下,考虑新建抽水蓄能电厂调峰。
(3)提高外区送电调峰容量,提高特高压调峰比例至30%。在最大峰谷差日,必须依靠外区送电来进行调峰。在“十三五”期,若维持现有特高压送电的调峰比例20%不变,某省将会存在巨大的的调峰缺额。通过特高压送入的北方火电及风电,现有的调峰容量相比其最大可调峰容量还有较大裕度,为了缓解某电网未来的调峰压力,建议将特高压送电的调峰比例提高至30%。
(4)挖掘火电机组的最大调峰能力。在上述调峰手段仍不能满足某电网的调峰时,对火电机组进行压出力调峰,其最小技术出力可降至50%。挖掘各类型火电机组的最大调峰能力,对后续新上火电机组的最小技术出力率给出相应的设计方案。
摘要：随着电力市场供需关系不断变化,电网负荷持续增加,电网峰谷差逐渐扩大,电网调峰面临着巨大挑战。预测了某电网2017年典型负荷特性,分析现有的调峰手段,并分别计算了某省内水电、火电、抽水蓄能、外区送电可用调峰容量,通过仿真计算,提出了2017年某电网调峰运行优化方案,对实际电网调峰具有指导意义。
关键词：负荷特性,抽水蓄能,联合调峰
参考文献
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寻找连锁单店营业调峰的最佳平衡点 篇2
热：虚火上升，下调
凡事有两面。首先我们来看过热的情况，可能存在的一种情况是：特许连锁单店营业高峰期人满为患，明明看上去生意挺火红热闹的，但忙乎了一年下来，居然也没赚几个钱。生存是没问题了，可是怎么才能活得好一点呢？
与其他经营模式不同的是：特许连锁单店经营中往往有大量现金流入，但是盈利很薄，也不像特许上说的那样半年就收回投资。通常情况下，单品平均毛利能达到40%-50%的话，连锁单店最终的纯利也会符合行业的纯利率特点。假设连锁加盟单店投资回收期在一年左右，那么月均纯利是不足10%的。所以，在特许加盟单店经营中，每流出1分钱，就需要流入1毛钱相平衡。加盟单店的经营过程中也是这样，例如每个月流出3千块钱，起码要流入3万块钱才能够平衡过来。如果达不到这个程度，单纯从毛利去看的话，会给投资人或加盟单店店主造成一些错觉：从毛利看起来是赚了很多钱，实际上从纯利方面研究却没有赚钱。
连锁加盟单店想要赚取利润，必须要让现金流入的速度比现金流出的速度快。
现金流出的特点将决定这个店先天是否健康、是否有更大的赚钱能力。我们来看店铺现金流，即单店经营的固定成本流出的几种途径：
租金：流出现金流中，处在第一位的就是租金。30平方米左右或以下的店面中，租金一般会占到成本的3/5左右。如果铺面更大的话，人员的费用就会上涨。
人员的工资：它的特点是有一定下调空间的必须支出。
其他经营管理费用：为了测算方便，我们通常把一些变动成本尽量地折算成管理费用，把它看作是固定费用部分。比如加盟店每个月用了什么物料，例如海报、店里用的条幅等杂项开支，首先要有一个固定额度的预算。变动成本越小，我们的盈利模型测算就会越准确。最终测算变动成本最好是只留下一项，就是采购成本。采购成本也是现金流出的一部分，但是不需要过份看重它。因为卖得越多才买得越多。
通过开店前所作的尽可能精确的现金流出测算，就确定了选址时一次性投入和开业后的固定成本的大小。就像我们不能随便改变自己的长相那样，无法改变先天决定了的连锁单店的盈利水平。
前期的测算是选址的重要检验手段，店铺租金的水平已经决定了现金流出的速度，从而决定了这个商铺或店面是否赚钱以及赚多少钱。这也是很多特许商在盈利模型中规定单位面积的租金不能超过多少钱的道理。因此，大众所认为的租金越高的商铺利润越高，这个逻辑其实是矛盾的，应该根据经营店铺的业态和发展阶段选择合适的而未必是最成熟、租金高的商铺。
当然其中也会有一些个别现象：恰恰这个商铺位置特别好，虽然它稍微超过了单位租金指标，但还是可以去尝试开店的。
冷：寒凉畏感，上调
中国人讲究“开源节流”，除了节流这个方面外，连锁单店开业后，必然把重点着力放在现金流的流入方面，增加收益。
在连锁单店的经营中，我们发现营业额往往受时间的影响和制掣很大，带有强烈的时间性的特点。
从大的时间周期来讲，连锁单店全年有一个随季节变化而变化的基本特点，也就是人们常说的淡季、旺季。我们必须有一些手段在淡季用一些产品调整弥补营业低谷。例如，特许连锁的冷饮店，往往是夏天的时候生意兴旺，而一进入冬季就必须找到新的赢利点。
有些单店的营业额在一个月之内也会发生有规律地起伏的现象，例如月初旺，月尾淡。比这种现象更明显的是在一周的时间里，单店的淡旺日很突出，“5+2”模式是典型的一种，分为两种表现：一种是周一到周五旺，周六、周日淡，例如处在写字楼集中区的餐饮业；一种是周一到周五淡，周六、周日旺，例如郊区的度假村周边的店铺。
“5+2”模型的营业特点主要是由这个商铺所在的商圈特点决定的。产业链和交通状况决定了这个商圈的人流特点，谁也无法幸免。如果你的店属于“5+2”的模型，针对淡的时候，可以通过一些促销行动调整淡日营业额。
还有“白加黑”的模型也很典型：很多商铺白天旺、夜晚淡；有的是白天淡、晚上旺。这也是商圈特点决定的。我们必须对商铺所属的类型作出准确判断。这种店铺每一天的各个时段营业额会呈现出一定规律，可以通过小时报表绘制一天的收入曲线。通过这条曲线，我们可以看到有些餐饮店早上会很淡，一直淡到11点多才忽然旺起来，整个中午都会很旺；另一轮的营业高峰出现在下午4、5点钟到晚上7点多，9点多再出现一个小高潮，每天都是如此，很有规律性。
通常情况下，“白加黑”的模型促销比较乏力。以下两种解决的方案不妨试之：
1．降低营业清淡时段的人工支出：例如晚上或早上不营业，减少营业的班次，降低人工成本，尽量迎合营业高峰时段。像深圳东门的动感地带直营店，每天都是中午11点才开门营业。
2．在清淡时段利用其他商品来调峰，带动人气。
在营业淡的时间，可以把商品的价格调低。例如有家面包坊在每天21时之后，面包开始打八折。这就是我们所强调的调低峰，其目的在于：为单店聚集人气、保持人流量、客流量，通过更长时段地使用场地来降低成本。
除了使用相关联商品来调峰外，单店也可以使用没有关系的商品来调峰。香港的商铺租金特别贵，而单店经营中白加黑的特点又特别突出。所以有一种特殊的店面设计：不同的时段卖不同的商品。白天可能是书报亭，晚上把所有的展板一翻，就成了专卖女性用品的小店。深圳也有一些士多店早上卖早点，供应包子、茶点，到了上午10点钟以后就会撤掉这些早餐，晚上则跟一些烧烤店合作。
冷热之间的博弈
对单店而言，现金的流入与流出如何在动态中找到一种最佳的平衡节点？或者，有没有这个理论中完美节点的存在？
这则小故事能给你启迪：甲、乙两个渔民在沙滩卖虾，两人各站一头，收入均等。同时甲乙两个人都在想：唉呀，会不会我的生意都被那个人抢去了？要是我站在中间多好，两头的钱我都可以赚到。
两个人都这样想，于是两个人不断往中间靠。最终结果就是两个人一起站在海滩中间卖虾。甲乙都远远没有他们各踞一头卖虾的收益好。
这就是经济学上的博弈论：也许我们可以无限接近，却很难找到那个完美的平衡点。正如上面的数学题所讲的，资金的流向永远有流进和流出两个口，出水口可以尽量缩小，但永远存在。在此，笔者特别提醒各位加盟商，把盈利模型的研究焦点放在毛利空间和纯利可能性上，比选择看似位置很好的成熟商铺更加理性。
所以，对于单店而言，持续现金流要考虑正负两个方面：开店前要做好测算工作，精确预测资金流出。减少持续的现金流出，就等于增加持续的现金流入。每一分现金流出，至少需要十分的现金流入。因此，寻找条件看似不怎么样的铺位，比寻找成熟的铺位划算。因为初始资金投入较少，持续现金流出比较低。营业毛利空间就比同业大出很多，纯利可能性就大出很多。而在营业的低峰期，单店必须采用有效的促销或管理手段进行调峰，以保证现金的持续流入和毛利空间。■
联合调峰 篇3
与火电机组调峰相比,水电机组提供调峰的成本几乎可以忽略不计[3],而启停调峰又涉及机组的组合问题。因此,笔者重点研究火电调峰机组提供运行调峰所产生的调峰成本,从分析满足某时刻系统调峰需求而产生的调峰费用入手,基于影子价格,在满足系统运行约束的同时使被调度的调峰机组总费用最小为目标函数,最终得到调峰机组的最优调度策略。
1调峰机组运行调峰成本的数学建模1
1.1运行调峰成本分析
调峰服务分为运行调峰和启停调峰两类。就运行调峰而言,美国PJM市场认为其成本包括燃料成本、可变成本增量、附加成本与机会成本4部分。但究其实质,调峰机组所提供的调峰电量为被实时调用的备用容量[4],即在机组已预留了备用容量,备用成本已产生的前提下,机组再调峰所产生的成本才是调峰成本。因此文献[4]特意提到“机组调峰过程中所牺牲的发电容量应获得的利润属于备用机会成本,不应计入调峰机会成本中”。由此也可以看出,机组在提供运行调峰时, 已处于运行状态,且位于最优运行点。
因此机组的运行调峰费用包括与调峰容量相关的成本和与调峰性能相关的成本[5]。
与调峰容量相关的成本包括: 增加的燃料成本,即机组在调峰过程中消耗的燃料成本与其在对应最优经济调度运行时所消耗的燃料成本之差,因为机组要实时提供调峰电量,其必须增出力或快速降出力,前者意味着燃料成本增加,后者意味着机组需投油助燃; 由于机组降低出力而引起的热耗增加所产生的成本。
调峰机组需要保证其爬坡速率满足一定的要求,且具备持续不稳定运行的能力。若机组长时间持续运行调峰,则锅炉将消耗较大量的助燃油, 阀门及高加等辅助设备使用寿命缩短,突发事故概率增大。而汽轮机转子、锅炉汽包受交变热应力影响,将承受低周疲劳的损害,寿命缩短[6]。因此与调峰性能相关的成本包括运行和维护所增加的成本。由于调峰机组不平稳运行而使热耗增加所产生的成本,PJM成本运行导则中规定此值应不大于热耗最大值的0. 35% 。
综上所述,运行调峰机组总成本主要由机组的燃料费用增量、热耗增加所产生的费用和运行维护费用增量3部分组成。
1.2运行调峰成本的数学模型
根据上述分析,第i台调峰机组出力成本的数学模型为:
其中,fit为第i台调峰机组在第t时段的总调峰成本; ΔPit为机组的实际出力与其在对应最优经济调度运行时出力之差; ei( ΔPit) 为i机组在t时段的调峰实际调用量为 ΔPit时所产生的燃料费用; Mi( ΔPit) 为i机组在t时段的运行维护费用增量; Hi( ΔPit) 为i机组在t时段的热耗损失费用。 这里忽略区域间的联络线交换调峰电量与网损。
电力系统中常采用二次多项式构建发电机组的出力与耗量成本之间的关系,而表示的是燃料成本增量,因此基于简化计算的目的,构建其近似表达式为:
其中,ai、bi均为i机组的出力成本函数系数。
又由文献[5]可知,可根据历史数据获取单位调峰电量的维护成本增量平均值,即:
其中,ci为i机组的单位调峰电量的维护成本增量平均值。
同理,机组的热耗损失费用为:
其中,di为i机组单位调峰电量的热耗损失费用,可根据经验数据获得。
2调峰容量的调度策略
调峰服务通常具有一定的计划性[4],且其直接影响系统的有功平衡,因此笔者假设所研究的调峰机组的调度方式为集中调度。
辅助服务市场建立之后,辅助服务交易所得的利润要高于其他市场获得的利润[7]。而目前市场的定价有两种主要形式: 基于成本定价和基于供需关系定价。若某时刻系统的调峰需求已确定,则基于成本的定价方式可实现调峰机组的经济调度。因此假设对调峰机组所提供的调峰电量实施按成本支付的付费原则。
综上所述,要实现调峰机组的最优调度,即让代表用户购买调峰容量的电网调度中心购买费用最小。
2.1最优调度的数学建模
假设在t时段,研究区域的调峰需求量为Pd, 则相应的目标函数为:
其中,Ω 为该区域实际被调用的调峰机组的集合。
若t时段的调峰需求为上调峰,则该时段所调度机组的实际调峰出力应满足以下约束条件:
其中,为该区域中被调度调峰机组的最大出力Pi max与最小出力Pi min之差的总和,即该区域预留的上调峰容量上限。
若t时段的调峰需求为下调峰,则该时段所调度机组的实际调峰出力应满足以下约束条件:
其中,S-为该区域中被调度调峰机组的最大出力之和,即该区域所预留的下调峰容量上限。
针对目标函数( 5) ,结合约束条件( 6) 、( 7) , 建立拉格朗日函数如下:
式( 8) 即建立调峰机组最优调度策略的基本依据。
2.2调峰电量的影子价格
影子价格是指在其他条件不变的情况下,单位资源变化引起的目标函数最优值的变化[8]。其可以反映劳动产品、自然资源和劳动力的最优使用效果。因此,建构此价格等同于利用线性规划法求解得到反映资源最优使用效果的价格; 也实现了使有限资源总产出最大的同时相应经济评价最小。将此概念应用到机组调峰容量的调度问题上,则被调度机组的调峰电量影子价格反映了当其他条件不变时,被调度的调峰容量发生单位变化时式( 8) 拉格朗日函数值的变化。
据此,第i台被调度调峰机组在第t时段的调峰电量影子价格为:
2.3调峰电量影子价格的均衡值
由式( 9) 可得:
则所有被调度机组的总调峰出力为:
假设即t时段被调度机组的调峰电量刚好与系统需求量一致,则即
由此可定义各机组调峰电量的影子价格 λi的加权平均值为:
式( 12) 也可以看作为调峰电量影子价格的均衡值,即当所有被调度机组的调峰电量之和恰为系统的调峰需求量时为与各机组的影子价格所对应的影子价格平均值。
2.4调峰电量的调度策略
假设或其中Pio是机组i最优经济调度运行时的出力,即假设机组i的调峰费用足够小,以致其预留的调峰电量被全部调用。将上述两种情况下的 ΔPit值均记作Ait,以便后续推导。
根据式( 9) ,此时第i台被调度机组的调峰电量影子价格为:
这个假设与实际情况不一定相符,因此将由式( 13) 得到的 λAi与进行比较。
若则假设成立,第i台被调度机组调峰电量实际出力则此机组预留的调峰容量将被全部调用。反之,若
即将调峰电量影子价格的均衡值作为被调度机组实际调节出力的价格上限,此时第i台机组预留的上调容量只有部分被调用。需要说明的是,若此时 ΔPit的计算结果为负,说明机组i的影子价格远高于影子价格均衡值,只有当系统的调峰需求出现缺额时才会调用此机组。而实际被调度出力为区域实际所需调度出力与所有其他机组的实际被调度出力之差。若计算结果为负值的机组有多台,则系统的调峰容量缺额在机组之间分配所依据的原则是影子价格较小的机组优先获得被调度权。
3算例分析
假设所研究区域在t时段有6台机组拟提供调峰辅助服务,此时系统负荷为638MW,则与调峰相关的机组信息,如出力成本参数ai和bi、单位调峰电量维护成本增量的平均值ci、机组的热耗率di、机组的出力上下限Pi max和Pi min及最优经济调度运行时的出力Pio等数据[7,8]见表1、2。
元/MW2
MW
3.1基于影子价格的调峰容量调度策略
针对调峰需求情况,对上述调峰容量调度策略进行验证。
设在所研究时段,该区域的调峰需求量为110MW,则上述6台机组的Ait与影子价格见表3。
此时对应的影子价格均衡值为:
根据上述调度策略可知,机组1、3的影子价格均小于其对应的均衡值,因此其提供的上调峰容量被全部调用,可满足53. 94MW的调峰需求。 而机组4、6的上调峰容量为零,因此不被考虑。 机组2、5的被调度容量由式( 14) 可知均为负值, 因此只有在系统出现调峰容量缺额时这两台机组才可能被调用。此时系统的缺额为56. 06MW,又在 ΔPit∈[0,185]范围之内,机组2的影子价格大于机组5的影子价格,即单位资源变化时,相比于机组5,机组2会使目标函数式( 5) 更加偏离其最优值。因此,机组5获得优先被调度权,而机组2仅有15. 20MW的调峰容量被调用。上述6台机组被调度 的调峰容 量分别为40. 15、15. 20、13. 79、0. 00、40. 86、0. 00MW。
3. 2被调度机组调峰容量的成本分析
为验证上述调度策略的有效性,各机组单位调峰容量 的成本计 算结果分 别为134. 12、 241. 36、208. 09、317. 65、227. 14、398. 96元 / MW。 可见,机组在具有调峰容量的前提下,被调度的顺序依次为1、3、5、2、4、6。因此根据成本高低而进行机组调度的结果与上述基于影子价格而实施的调峰容量调度策略所得到的结论完全吻合。
4结束语
基于火电机组调峰成本而进行的调峰容量调度从生产者最关心的成本 - 利润角度出发,既可以调动机组参与调峰的积极性,又可以满足系统最优调度的需要。因此笔者以火电机组的运行调峰成本分析为基础,基于影子价格,提出了调峰容量的调度策略。算例表明该调度策略原理简单, 既便于执行,避免了常规最优调度的繁琐求解过程,又实现了调峰机组的公平调度,使系统的调峰总支付费用最小。
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输气管道调峰方式浅析 篇4
1 调峰量的确定
1.1 正常工况下调峰量的确定
由于天然气用户利用性质的不同,使得各类用户的用气量情况往往是不均匀的,一般可以把天然气用户的用气不均匀性分为3类:月不均匀性(有时也称季节不均匀性)、日不均匀性和小时不均匀性。这些不均匀性可以用相应的系数来表示。根据各地区的用气结构和确定的各地不同用户的不均匀系数,按照不均匀系数和各类应用的用气量计算不均匀用气量和所需季节调峰气量。月调峰储气容积系数按下列公式计算:
式中,A为储气容积系数;ki为k>1的月不均匀系数;kj为k<1的月不均匀系数。
1.2 适应性工况下的调峰
当一条管道与其他管道相连或与管网相连时,工程设计中要充分考虑管道的适应性工况,使新设计的管道既要满足本管道沿线用户的用气需求,还要满足与他相连的其他管道的调峰需求。这样可使各条管道都能相互兼顾,确保用户安全稳定用气。
1.3 事故工况调峰
当输气管道向下游用户供气时,因上游气源突然关闭或由于管道、设备损坏等多方面原因造成的非正常停气,使得用户的用气量得不到保证。因此,在管道设计时,首先考虑管道的事故工况,通过与其他管道联网或减少用户用气量来确保管道安全供气。
2 储气调峰方式的选择
目前常用的调峰方式主要有以下几种。
2.1 管道自身调峰
输气管道自身具有一定的容积,在输气过程中,由于压力原因,管存量是不可忽略的。当上游气源中断或设备发生故障时,可以利用管道里的余压来驱动气体到分输用户。优点是调峰方式简单,易操作。缺点是管道储气量有限,调峰时间短。目前国内新建管道正朝着高压力、大口径发展,这在一定程度上,提高了管道自身的调峰能力。
2.2 地下储气库调峰
修建地下储气库是目前世界上最有效的调峰方式之一。它利用天然地质构造(如枯竭的油气田和含水层等)建造而成,具有维护简单、运行费用低、安全可靠等优点。缺点是用于调峰的地下储气库通常建在用气负荷中心附近,特别是受管道输气能力限制而供气不足的地方。美国是世界上储气库最多的国家,其次俄罗斯和加拿大,我国发展较晚。目前主要有大庆油田的喇嘛旬北块、大港油田的大张坨等几座储气库[1]。
2.3 LNG调峰
LNG调峰主要是利用LNG接收站、液化调峰站和卫星站。其优点是储运手段比气态天然气更灵活,车、船运输方式相结合,具有较高的灵活性。缺点是LNG接收端投资较高,很难与LNG供应方达成长期供货框架协议并且要有一个稳定的天然气消费市场,同时LNG接收站通常建在沿海一带,有一定的地域局限性。LNG储罐、液化器等设施造价也较昂贵。
目前日本和韩国通常利用LNG接收站进行调峰。美国等北美国家通常利用LNG液化站和卫星站进行调峰。我国LNG接收站近年来发展较快,主要建在广东、福建、江苏、上海、辽宁等地。这些LNG通过管线与国内主要输气管道连通,既能满足沿线用户的供气需求,又能起到很好的调峰作用[2]。
2.4 储气罐调峰
储气罐调峰主要用于对城市配气系统的昼夜或小时调峰供气,按储气罐类型可分为低压储气柜调峰和高压储气罐两类。由于目前城市供气管网压力多为高压或中压,低压储气柜已逐渐被淘汰。高压储气罐又可分为圆筒形储罐(卧式和立式)和球形储罐,由于其对材质和制造工艺的要求较高,使高压储气罐的工作压力受到限制,使其经济性大大降低[3]。
目前球形储罐正向大型化发展,国外已出现了直径为47.3 m,容积为5.5x104 m3的大型球罐,目前,我国采用进口钢材已能制造5 000～10 000 m3的大型球罐。
2.5 其他调峰方式
除了上述几种调峰方式外,还有上游调峰、管束调峰、LPG调峰、实行峰谷气价、发展可中断用户等调峰方式,这些调峰方式或受条件限制或受环境、投资等影响,只能在有限的条件下使用。
3 工程应用
西气东输一线管道全长3 900 km,干线设21座分输站,有3条支干线和20多条次支线,原设计输量120×108 m3/a,现增输改造到170×108 m3/a。与西气东输管道工程签订意向的用户主要分布在管道末端的900 km范围之内,涉及城市燃气、工业用户、化工用户、调峰电厂等用户类型,从管道运行及气源供气综合考虑,气源为每日均匀供气,由于用户范围跨越长江南北,不同城市用气月不均匀系数变化很大。其中,化工用户设备检修带来的月间断峰、调峰电厂间断运行带来的日间断峰及小时间断峰都对管道平稳运行产生极大的影响。根据所有用户的类型、用气特点和可能的用气量,确定不同的调峰方式是十分必要的。城市燃气用户日峰,小时峰可以利用城市高、低压管网进行调节,管道仅负责城市燃气的月峰调节。由于化工用户用气均匀,对管道调峰能力没有影响,当化工用户进入设备检修期时,化工用户的运行需要储气库配合共同完成。西气东输电厂用户分为调峰电厂和热电联供电厂两类。不同电厂有不同的运行特点,热电联供电厂全年均匀运行,对管道调峰能力没有影响;调峰电厂小时间断运行,而且存在日间断运行。小时间断运行产生的间断峰由管道自身的调峰能力调节,日间断运行需要的间断峰由储气库共同参与调节,电厂用户占所有用户的比例应根据不同电厂用户的用气特点、管道的调峰能力和储气库的容量及位置决定[4]。由此可见,由于各用户的用气用途各不相同,压力、流量的需求差别很大,调峰方式不是单一的,而是多种方式相结合。
4 结束语
储气调峰是天然气发展利用过程中必须解决的问题,中国目前处于起步阶段,一方面可以参考国外发展经验,在主要用户城市附近修建地下储气库和建设LNG调峰厂等设施;另一方面加快天然气长输管网和城市高压管网建设,形成纵贯全国的天然气管网。因此,合理地选择储气调峰方式,是城市天然气供应的保障,是城市天然气供应系统技术经济方案的综合体现。
摘要：天然气供气量与消费量在时间上不均衡的矛盾,将对供气系统和用户产生严重影响,解决这一问题的最有效方式是进行天然气的调峰。介绍了调峰量确定的依据,给出了主要的几种调峰方式,根据输气管道现有条件,提出了解决安全供用气问题的措施和建议。
关键词：输气管道,调峰,储气库,管网
参考文献
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LNG调峰方式研究 篇5
1 国外天然气供气调峰方式简析
要想提高我们的调峰设施建设, 首先就需要找准我们自身的缺陷, 从缺陷中下手来提高自身。可以说, 我们现今的调峰方式虽然已经形成了一套自己的系统, 但是与国外发达国家来说还是有一定的技术差距的, 那就让我们先分析一下国外现今系统的操作方式和理念, 并以此借鉴。
1.1 国外常采用的供气调峰方法
世界的天然气在利用供气调峰时, 通常情况也是采用供气调峰和用气管理两种方式的相互结合, 这样的方式使得其可以以一个整体作为概念来调控气量以及供气之间的关系, 从而使的调峰更加合理。由于资源供给、市场需求、管网建设、地质构造及国家政策导向等因素的差异, 各国采取的调峰方法不完全一致, 但总的来说他们的观念是相同的, 就是注重效率, 通过整体来结合实际, 从而达到调峰的合理化。
1.2 以管网供气为主的国家的调峰方式
国家通过丰富的资源以及合理的管道网路构成了先进的可持续发展调峰方式, 不仅有消耗, 更有储备, 使得其可以为国家的发展以及公民的生活提供持续而足够的保障。
1.3 以进口LNG为主的国家的调峰方式
相对于那些天然气相对匮乏的地区, 天然气的资源主要是来自海上的LNG进口的国家, 这些国家本身不具备输气管网, 只是拥有局部的管道, 这些管道连接到海上的LNG接收端才能最终到达附近的局域性用户和电厂, 因此, 供气管网几乎没有不能够解决的供气调峰问题出现。另一方面, 有些国家相对的缺乏地下储气库的地质构造, 这些国家通常情况都是采用建设LNG储罐来增加自身在短期之内或者是现货LNG之间的贸易。
综上所述可以看出, 不管国家所在区位的天然气系统是否发达, 他们都是以天然气利用效率为第一生产力的, 这也就使的他们从观念上就是以开发生产效率为己任的, 从而使得资源的利用率提高, 尤其是天然气资源发达的地区, 他们不仅在资源上占据优势, 而且在资源开发商业有着非常大的优势, 使得他们既能使用天然气, 更能储备资源以备不时之需。而像日韩这些资源相对贫瘠要靠进口资源的国家, 他们在储存和现货贸易上打开突破口的方式同样也是可行的, 既符合国情也能达到相应目的。
2 我国天然气供用气调峰现状
近年来, 我国天然气的供用气调峰设施主要就是包括高压储气罐、地下储气罐、小型装置和高压输气管网四个方面。北京就使用的是高压储气罐。可以看出, 虽然我国的天然气事业从总体上是在蒸蒸日上的发展的, 但调峰设施的设置以及效率还远远不及发达国家, 在加上我国的资源随不说贫瘠但也不算发达, 这就使我国天然气事业的发展从资源到技术来说都很难为今后的发展提供足够的动力, 换句话说就是我国如果不发展高新技术, 那么天然气事业的发展很快将会走进一个瓶颈期。
我国现在的调峰系统主要的问题就是调峰形式过于单一, 我国地大物博面积辽阔, 不同的气候条件也应该有不同的调峰措施, 而落后的科技水准使我们很难在这方面有所突破, 而且调峰能力也略显不足, 使得即使相互适应的调峰方式与区位也无法达成最好的调峰能力。所以说, 我国现在调峰事业的当务之急就是提高科技水平, 借鉴发达国家的相关经验投入到我们的发展中来, 而且, 应当不断的增加地下储气库和其他调峰设施的研究建设力度, 在不断提高供气量的同时也要相应的确保用气的安全可靠。可以说, 我们的发展虽然很快, 但是依然任重道远。
3 对加快发展我国天然气供气调峰设施的建议
3.1 因地制宜、发展适合我国国情的调峰设施
在建设调峰设施的时候主要就是要根据当时的地质条件作出有效的措施, 另外, 还能考虑用气市场和输气干线地段的选择。我国的油气资源大多数是分布在西部偏远的地区, 这些地区所含的天然气资源特别丰富, 但是, 主要的消费市场却是在东部地区, 这就给输气的工作带来了很大的难度, 在市场中能够有效的找到合适的油气油气藏库址也是非常的困难。
3.2 大力发展地下储气库, 使其成为陆上管道天然气调峰的首要方式
地下储气库是一种最有效、适用范围最广的调峰措施。目前, 全世界共有储气库610座, 总工作气量为3200亿立方米, 其工作气量相当于世界年用气总量的12%左右。世界的地下储气库集中分布在美国、俄罗斯 (及其他独联体国家) 、加拿大、德国、法国等。
3.3 充分发挥LNG的调峰优势, 适度发展LNG调峰设施
与地下储气库相比, 采取LNG方式储存天然气的优势在于:一是LNG储存设施位于地面以上, 不需要像地下储气库那样依赖地下构造条件;二是LNG储存设施的“外输率”指标 (每日天然气外输能力与总储存能力的比率) 比传统的地下储气库高很多。
摘要：随着社会经济不断的增长, 科学技术不断的提高, 城市居民的生活用气量也不断增大, 虽然说城市天然气管网的建设在我国的主要城市内已经达到了相当高的标准, 但是用气量随时间变化仍然会出现大幅的波动使得用气量不稳并可能造成短暂停气现象。而从现代化技术的手段上来说, LNG接收站及配套管线的角度选择有效且经济合理的调峰方式是非常必要的, 即可以使得停气现象远离我们的生活, 更可以稳定波动保持凄凉的稳定。
关键词：LNG,调峰天然气
参考文献
[1]王莉, 庄建远, 檀建超.对加快发展我国天然气供气调峰设施的思考[j].国际石油经济, 2005年, 第六期[1]王莉, 庄建远, 檀建超.对加快发展我国天然气供气调峰设施的思考[j].国际石油经济, 2005年, 第六期
蓄能运行和电网调峰 篇6
我国水能资源可开发容量3.78亿kW, 为世界之冠。目前水电尚有较大开发空间, 预计2020、2030年水电装机将分别愈2.6亿kW和3.5亿kW。非水能可再生能源 (以后简称可再生新能源) 的开发利用可替代日益短缺的煤、油、气和水能资源, 对节能减排十分有利, 且该新能源相对丰富, 有可靠的保障能力, 可大规模开发利用。一些条件较好的站点都已在修建和筹建中, 在10余年内将逐渐进入尾声。可再生新能源中风电近年进展迅速, 前景看好, 太阳能、生物能等正在起步阶段, 应发挥各自优势, 着力加快这些可再生新能源技术整体的发展。 应该指出, 到2020—2050年我国能源缺口将增至18%～30%[6], 可再生新能源和核电将历史性地主要承担起补充上述能源缺口的任务。由此可见, 至2050年, 这些可再生新能源将从过去补充或辅助能源进入主导能源。本世纪下半叶将更显示其重要性, 逐渐成为电能发展的主力。总之, 这些资源相对丰富, 有可靠的保障能力, 可大规模开发利用。但其中风能和太阳能等都具有显著的不稳定性和间断性, 所在电网必须具有足够的事故备用容量和可靠的蓄能设施。今正处于新旧能源交替时期, 火电水电发展迅猛, 已达高潮。由于煤炭、石化和水能资源日趋短缺, 估计至10余年发展将趋缓, 而新能源将逐渐部分取代前者。
预计不久, 核电、风电、太阳能电、生物能电等可再生新能源将迅速发展, 电网更应有足够的调蓄能力予以支持。可以预期:配置适当容量的蓄能调峰设施后, 可优化电力系统的组成, 理顺能源可持续发展的构图, 使原本无法充分利用的部分低谷电能, 可循环更新, 变废为宝, 在促进和发展循环经济和节能减排改善环境等方面作用显著。
抽水蓄能历史悠久, 已愈百年, 由于对电网调峰作用明显, 长期以来逐渐得到发展壮大。尤其在欧、美、日等工业发达国家进展尤为迅猛, 抽水蓄能的装机容量已达常规水电站的0.33%～1%, 即可逆式抽水蓄能机组最多的已超过常规发电机组的装机容量。但近20年来, 由于种种原因, 欧、美、日等国电能结构不断调整, 煤电、核电相对减少, 而调峰性能较好的燃气轮机、液化天然气等大量增加, 且除抽水蓄能外的其他蓄能设施也不断涌现, 故相比之下, 抽水蓄能在这些国家发展显著放缓[8]。而我国情况正相反, 煤电比重一直居高不下, 抽水蓄能仍在持续发展中。
本文结合上述情况, 对电网中各种电能、抽水蓄能和其他蓄能设施、电网调峰与可持续发展等进行阐述。
1各种蓄能设施
我国近20年来与上述工业发达国家不同, 由于国民经济及工农业等急剧增长, 部分城乡用水用电时有供不应求的现象。虽水利水电进展神速, 但一些地区水资源和水能资源已出现开发殆尽现象, 再修建新的工程将受到限制, 并影响水利水电的可持续发展。甚至有人认为我国水资源和水利水电的开发利用已濒临极限。
水利水电的发展离不开当地电网, 一般电网由水电和火电等组成, 因水电具有较好的调峰性能, 可改善电网输电质量, 水电所占比重低下时 (小于20%～30%) , 造成电网中可调峰电能减少, 而低谷时又造成电流周波和电压加大, 影响输电质量。一个电网随着时间的推移, 由于国民经济和生活质量的提高, 其容量往往逐渐由小到大。但当水电发展受水能资源限制, 而火电、核电和新能源 (如风电、太阳能等) 大量兴起, 造成电网中水电可调峰电能比重减低。当水电发展受阻, 不能与其他电源同步增长时, 电网中峰谷差加大, 尖峰时缺电而低谷时又有多余, 这种现象将会与日俱增。尖峰时缺电, 可临时增设燃气轮机等解决, 而低谷时多余电所占比重达一定程度后, 将会影响电网输电质量, 并增加能耗和有害气体等排放量, 这些问题较难处理, 将使电力系统的进一步发展受到阻碍。
抽水蓄能可使电网中各种类型机组, 如火电、水电、核电等机组都可在优良工况下平稳运行, 可尽量延长上述诸机组的运行时间和减少启停次数, 节约能耗, 减少有害气体排放并保证运行安全作用显著, 在技术和经济上都是可行和有效的。
作为水电的补充, 抽水蓄能使水电重新步入了新的境界。水电原本已无新的水能资源以供开发, 但可利用电网低谷无用电能, 通过抽水蓄能储存转换, 在尖峰时发电, 使水利水电的发展起死回生, 增加了新的活力。近20年来, 我国抽水蓄能电站建设迅速崛起, 已建、在建装机容量约近2 000万kW, 而正好在此期间欧、美、日等国抽水蓄能呈背道而驰, 其发展速度却显著放缓。究其原因主要在于电能组成、蓄能设施和电网调峰情况不同。
发达国家电能中煤电、核电发展趋缓或停顿, 而油气电站较多 (如下图1所示燃气轮机、液化气等) 且有较好的调峰性能。抽水蓄能常由2种型式构成:①发电—抽水可逆式抽水蓄能机组;②抽水泵+常规水电机组。此外, 在国外早就有各种不同的压缩空气蓄能和蓄电池等其他蓄能设施。压缩空气蓄能电站常修建在人工开凿的岩洞或溶洞里, 较早的有德国Huntorf和美国Alabama压缩空气蓄能电站, 装机容量分别为29万kW和11万kW。蓄能设施和电网调峰性状和电能组成是息息相关的。
近悉, 美国Utah州拟修建北Eden抽水蓄能电站, 为美国停止修建此类电站20年来的首例。该州和我国相似, 盛产煤炭, 燃煤电站占90%, 由于太阳能和风电等发电不稳定并有间断性, 提出此蓄能电站以增加电网的调峰能力。该电站水头为227～283 m, 装机容量70万kW。说明随着电能组成的改变, 抽水蓄能或其他蓄能设施会应运而生。
(1) 利用电网剩余电能:①通过抽水蓄能抽水存入上水库, 可供尖峰时再发电或需要时供水;②通过其他蓄能设施的储存, 在需要时发电;图中所示的循环链对促进电能的可持续发展十分有利 (2) 如不设蓄能设施, 不能形成循环链, 阻止了可持续发展, 往往只能采用“火电深度调峰”、“水电弃水调峰” 或“以水定电”等不合理措施, 导致电能和水能的大量流失, 甚为可惜 (3) 水电因受限于水能资源导致调峰电源减少;而发展燃气轮机、液化天然气等对改善电网调峰性能有利
火电在超临界和超超临界基础上又有发展, 目前工业发达国家都在竞相研发中, 不断还有新品种出现。我国也在引进消化、迎头赶上。据悉我国过去煤耗500～600 kg/ (kW·h) , 而今, 新建大型机组已降低约一半, 且机组的压负荷运行限制幅度, 可从过去的20%～30%增至50%, 这对电网运行是有利的, 在技术上是很大的进步。有人说火电也有较好的调峰能力, 殊不知火电由于压负荷运行, 往往使机组不能在最优或较优工况下稳定运行, 故这种调峰是有代价的。
众所周知, 抽水蓄能和其他蓄能设施的替代容量的比值是很高的, 而且还可相应增加该电网中水电、火电等机组的出力, 可以通过计算知其效益。国内外实践和研究认为, 当蓄能设施占该电网总装机的10% 左右时, 可使电网中各种机组均可在各自最优或优良工况下运行, 可使各种机组均得益, 使水电机组的原来20%～30%保证出力增至90%左右的替代容量, 而火电机组在低谷时也不必进行深度调峰, 故总的容量和电量效益十分巨大, 使节能减排面貌一新。
总之, 随着当前电能形势和科技进步, 我国电能组成将日趋完善, 蓄能设施会向多元化发展。
2可持续发展新理念
水利水电发展往往受限于水资源和水能资源, 火电受限于矿石资源和有害气体的排放, 核电无调峰能力, 而可再生新能源风能、太阳能发电既不稳定又有间歇性。 在上述诸电源发展受阻时, 如考虑蓄能运行后, 具有储存转换、更新利用、以丰补歉、循环再生的特殊功能。常用的蓄能设施有:抽水蓄能可逆式发电—抽水机组和发电机组—抽水泵、压缩空气、蓄电池等等设施。按我国目前情况, 以抽水蓄能为主。
可再生新能源和水电火电发展都离不开其他资源和行业的相互支持、共同提高。蓄能运行使电网中低谷时剩余电能转换成尖峰时的宝贵电能。实质上, 其作用相当于使电网中日益增长的、如不用反会带来负面影响的剩余电能转换成为可再次利用的电能, 和再生能源一样, 再次使用。如图1中粗线显示:由于增设了抽水蓄能和其他蓄能设施, 使电网多余电能得以为抽水及蓄能设施供电。这样水资源、水能资源和能源可以和谐共处, 共谋发展, 构建可持续发展的循环机制。对促进循环经济、节能减排和可持续发展十分有利。
3蓄能运行和电网调峰
各种水利水电如发电、防洪、供水和火电核电等在需要时考虑蓄能运行, 即增设蓄能设施, 特别在发展至一定程度, 当出力等受阻时, 其作用效益当更显著, 情况往往会有很大的改观, 呈现出新的发展空间。
我国正处于新旧能源交替初期, 火电水电发展迅猛, 已达高潮。由于煤炭、水能等资源短缺, 不久将逐年趋缓, 核能、风能、太阳能等新能源将逐渐取代前者。抽水蓄能和其他蓄能设施作为水电的补充和内涵时, 可发挥其储存转换、循环再生等特殊功能, 有利于上述诸新能源、储存设施均在加紧筹划并积极进行, 预计不久电网调峰状况将大为改观。同时我国当前为油气电站的开发引进、输送储存正在大力发展中, 电能组成正面临改革, 故相应的蓄能设施也将不断完善。众所周知, 蓄能运行有利于电网调峰, 应尽量使之完善;而电网本身的电能组成亦应尽量使之具有较好的调峰性能。以上说明蓄能运行和电网调峰是相辅相成的。为此提出以下建议。
(1) 优化蓄能运行。加速修建抽水蓄能, 可以集腋成裘、化废为宝, 并有利于和谐社会的成长[4]。建议条件成熟时修建前述其他类型的蓄能蓄电设施, 优先发展具有较好调节性能的电站, 上下水库通过发电抽水, 可增加总的调蓄作用。对梯级水电站可考虑设置、或部分改用、或预留可逆式蓄能机组的可能性。
(2) 改善电网调峰。我国经济急剧增长, 正迈向现代化新时期。具有调峰性能的水电因受限于水能资源将不能和其他电能同步增长, 除加速修建蓄能电站优化蓄能运行外, 还应视前述大型油气储存库站和管网设施等陆续建成情况, 建议尽快增加燃气轮机和液化天然气电站, 以改善电网自身的调峰性能。
(3) 节能减排。为应对当今火电核电和新能源, 特别是风电的迅猛发展, 要关注必需的蓄能配套设施和紧急事故备用[5]。由于削峰填谷作用可使电网中各种机组都在最优工况下运行, 对节约能耗和排污有利。
(4) 新的开发空间。我国修建大坝达8万多座, 居世界首位, 但水库总库容仅约6 000亿m3, 仅为美国和原苏联的一半。建议在新建、改建、扩建中注意扩大水库库容并可考虑增设抽水蓄能, 以增加水库的调蓄能力和装机容量。在合适地形条件, 特别在江河上游山区及河源段是难得的优越的开发空间。河源段集雨面积一般很小, 只能修建小型或中型水利水电枢纽。但从我国和欧美等国经验, 对某一小流域面积内有了抽水蓄能的参与, 容量会有大幅度的增加, 有时会从数万千瓦增至百万级千瓦。
(5) 开发模式制约着蓄能运行的发展, 当前主要是租赁模式、联合开发模式和电网公司下设新能源公司直接管理模式。经实践证明, 这些模式都是可行的, 电网都可以根据需要, 安排蓄能进行填谷削峰、调频调相和事故备用等任务 , 而蓄能电站无需单独考虑经济盈亏问题, 化解了制定电价的难题。
4结语
当前严峻的国际金融危机, 影响之大, 波及之广, 前所未有。我国政府果断应对, 全国齐心协力, 变挑战为机遇, 奋力向现代化迈进, 国民经济仍在高速发展中。目前由于水电受水能资源限制, 不能和其他火电、核电等同步增长, 可调峰电源比重日减。考虑蓄能运行后有利于改善电网调峰。
综上所述, 在当前能源发展新形势下, 可再生新能源等正在兴起并将逐渐部分取代当前正在迅猛发展的火电和水电。但应该指出, 上述诸新能源或处于初创或处于萌芽期, 据估计20～30年后才会逐渐进入主导能源, 届时电网将和发达国家一样增设一些油气电站, 电网调峰性能将大为改进。在此新旧能源交替的各个时段, 要及时考虑各种电能连同水利水电和抽水蓄能的优化配置、合理调度运行, 同时所在电网还必须具备与各种新旧电能相配套的蓄能设施和事故备用容量, 以保证安全运行并发挥节能减排的预期效果。为此, 蓄能运行和电网调峰是相互促进、相辅相成, 故届时还应关注蓄能蓄电设施等的改进。我国主要江河经过建国后近60年的治理, 水资源和水能资源已基本上或即将开发殆尽, 似已进入山穷水尽无路可走的地步。为此建议在原水电开发的基础上再考虑蓄能运行, 可使水电和电力重新步入新的境界, 让一盘死棋走活。蓄能运行有利于电网调峰、节能减排和可持续发展。
摘要：蓄能运行是通过蓄能设施利用电网低谷剩余电能储存转换, 变成和再生能源一样, 可周而复始更新使用, 形成可持续发展的循环机制。蓄能运行有利于电网调峰, 而当电网调峰能力增强后还应关注蓄能设施的改进, 两者相互促进, 相辅相成。当今水电发展受限于水能资源, 考虑蓄能运行后可使之步入新的境界, 对促进循环经济、节能减排和可持续发展十分有利。
关键词：水电,蓄能运行,电网调峰,可持续发展,循环经济,节能减排
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热电联产电力调峰运行模式研究 篇7
关键词：热电联产,热迟滞性,电力调峰,运行模式
1 概述
在“三北”地区, 参与调峰的常规机组以为火电机组为主, 在冬季供暖期, 占火电很大比例 (如, 吉林约占70%, 黑龙江和蒙西均占约60%) 的热电机组要进行供暖, 根据“以热定电”原则, 这些热电机组基本不参与调峰, 电网调峰能力明显受限;而冬季又是风能资源较丰富的季节, 其出力往往呈现反调峰特性, 在低谷时段风电大发, 受制于电网的调峰能力, 风电并网容量将受限, 严重影响风电的大规模发展。风电调峰能力不足仍然是制约电网接纳风电的主要因素。
本文利用热网和建筑物热迟滞性大的特点, 研究热电联产机组参与调峰方法, 对于提高系统调峰能力, 增强电网对风电的接纳能力具有积极的现实意义。
2 热电联产电力调峰运行模式
热电联产系统参与电力调峰, 热电机组随电力负荷变化不断进行调整, 负荷高峰期多发电, 负荷低谷时少发电甚至不发电。受热电机组本身调节范围的限值, 热电机组发电量的改变会引起产热量的改变, 就有可能满足不了供热质量, 违背了“以热定电”的要求。故解决热、电负荷耦合问题是实现热电联产电力调峰运行模式的关键。
2.1 解决热、电负荷耦合问题方法
现阶段国内外研究解决热、电负荷不匹配办法主要有以下三种: (1) 热电联产机组供热和分产供热相配合。当热电机组产热量不足时, 为保证供热质量, 不足的部分由分产供热弥补。 (2) 增加蓄热装置。在热电机组产热量较大时, 除满足热负荷外, 将多余的热量存储在蓄热装置中。在热电机组产热量不满足热负荷时, 不足热量可有蓄热装置提供。这样通过蓄热装置可协调热电机组参与系统调峰, 同时又必须保证供热质量之间的矛盾。 (3) 利用供热系统热迟滞性。供热质量在受热端直接体现的是室内温度, 而实际热电机组运行方式的改变, 对室内温度的影响并不显著, 这就是供热系统热迟滞性。故可以通过分析建立热电机组出力与室内温度的关系, 研究热电机组参与系统调峰方法。
2.2 供热系统热迟滞性的应用及方法
利用供热系统热迟滞, 实质上是改变了供热系统连续稳定的运行方式。在热电机组产热量发生改变时, 引起热网和热建筑物室内温度波动, 形成供热系统的热动态变化过程, 这种方法要求在保证供热质量的同时达到供热机组参与系统调峰的目的。
影响室内温度变化的因素除受热电机组供热外, 还受如太阳辐射、室外温度等因素的影响。即使在热电机组连续稳定运行方式下, 室内温度同样会在一定的范围内周期性波动。而某一范围不同的室内温度均能满足人体对热舒适度的要求。这就为改变传统热电机组连续稳定运行方式, 使其参与系统调峰提供了可能。
如可以改变一天中不同时段热电机组的产热量。负荷高峰时, 热电机组增大出力, 此时产热量大, 室内温度有限升高, 将一定热量存储在热网和热建筑物中;在负荷低谷时, 热电机组停止运行或减少产热量, 而释放热网和热建筑热量, 以满足供热需求。
3 热电联产电力调峰的发展趋势
在新的电力市场环境下, 解决电力负荷峰谷差的问题成为电力系统运行的重要课题, 而旧有的“以热定电”运行模式不利于解决电力系统负荷峰谷差问题。根据本文探究应用供热系统热迟滞行, 解决热、电负荷耦合问题, 在保证供热质量前提下, 改变热电机组出力方式, 使其参与系统调峰, 可以为实现热电联产电力调峰运行模式提供借鉴。
4 结论
利用供热系统热迟滞性实现热电联产电力调峰的运行模式, 要求在改变传统热电机组稳定连续运行方式同时不影响供热质量, 从而达到热电联产系统参与电力调峰的目的。本文探究的热电联产机组运行模式是一种有条件的“以电定热”, 是解决热、电负荷耦合问题及实现热电联产电力调峰的良好方法。
参考文献
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联合调峰 篇8
风力发电作为一种较成熟、经济效益较好的清洁能源发电, 受到了世界各国的高度重视[1,2]。但由于风电出力具有随机性和间歇性的特点, 常规机组的备用容量、调峰能力等调节能力有限, 使得评估一个系统的风电接入能力成为了风电并网发电规划的基础。
风电穿透功率极限是评估风电接入能力的一个主要指标, 一般定义风电场穿透功率极限为系统能够接受的最大风电场装机容量占系统最大负荷的百分比。风电对系统的影响涉及到许多方面, 分析计算十分复杂, 因此, 至今尚没有统一的求解风电场穿透功率极限的方法。已有的研究中主要有数字仿真方法、频率约束法、数学优化方法3类方法[3]。数字仿真方法, 通过PSASP、PSD-BPA等电力系统仿真软件采用试探法, 计算风电接入的最大装机容量, 该方法是一种验证性的间接计算方法, 其不足在于因计算量的限制而无法全面考虑系统的各种运行方式及风况的影响[4,5];频率约束法则主要适用于分析研究风电场接入较小容量电网的情况[6];数学优化算法是目前研究最广泛的一种方法, 把风电最大装机容量作为优化目标, 考虑各类约束条件, 进行模型求解, 目前已取得了较好的效果。文献[7-8]基于直流近似模型, 省略了与节点电压和无功功率有关的约束条件, 导致计算存在一定的偏差。文献[9]建立了基于非线性内点法的风电穿透功率极限计算模型, 将完整的潮流等式约束考虑其中, 但是将风电机组装机容量简单等同于其出力, 并不能够很好地处理风电出力的随机性。文献[10]基于相关机会规划理论建立了不确定环境下评估风电场并网容量的优化分析模型, 同时考虑了风电的发电能力约束和风电场减出力控制措施的影响, 取得了较好的计算结果。文献[11]在风光准入功率极限模型中, 考虑了风光的调峰特性和它们之间的互补特点。
已有的研究中考虑风电调峰特性的文献较少, 但由于大部分风电具有反调峰特性, 会使系统等效负荷峰谷差增大, 限制风电接入容量, 因此风电调峰特性在穿透功率极限的研究中不容忽视。本文基于机会规划约束建立了风电准入功率极限模型。机会规划约束, 约束条件具有一定的置信水平, 可以全面考虑多种运行工况的可能性, 避免了确定性约束条件下计算结果过于保守, 同时弥补了动态仿真仅考虑典型运行模式的不足。此外, 本文以湖北某风电场的实际采集数据为例, 选取小时作为时间尺度, 分析了风速和负荷的分时分布特点, 考虑两者在时间上的联系, 将风电的反调峰特性引入穿透功率极限模型。采用基于蒙特卡洛模拟的粒子群优化算法求解上述模型, 并在IEEE 30节点系统算例中进行了实例计算, 计算结果验证了本文所提模型和方法的有效性。
1 风电调峰特性分析
电力系统中的负荷随时间存在峰谷变化, 风速的分布特点也与季节、昼夜紧密相关, 从而形成了风电场的调峰特性。根据系统运行经验, 电力系统日间负荷水平通常高于夜间负荷水平, 而大部分风能资源表现出夜间平均风速高于日间平均风速, 夜间风电场的出力较大, 呈现明显的反调峰特性[16]。
1.1 风电场出力分时分布
风电机组根据桨距特性可分为定桨距和变桨距2种类型[13]。当前的主流机型以变桨距变速机组为主, 该机组因其可以实现额定风速以下的最大功率跟踪控制以及额定风速以上恒功率运行而得到广泛应用;定桨距风电机组也因其结构简单、可靠性高, 在海上风电机组中应用广泛[14]。不同类型的风电机组的输出特性曲线如图1所示。
由图1可以看出, 定桨距机组在采用优化控制后, 也可接近变桨距风机的功率输出曲线。
假设同一风电场内风速相同, 则风电场内同种类型风机的出力相等。本文在忽略风电场尾流和电气损耗的前提下, 假设风电场输出功率等于风电场内所有风机出力之和, 此时风机的输出主要取决于风机轮毂高处的风速。本文采用如式 (1) 所示的分段函数简化表达变桨距风电机组的有功出力与风速的关系[15]:
其中, vi、vo、vN分别为风电机组的切入风速、切出风速和额定风速;PN为风电机组的额定功率。
目前已有的研究中, 针对风速分布拟合应用最广泛的模型是两参数威布尔分布描述, 其概率密度函数为[12]:
其中, v为实测风速;k为形状系数;c为尺度参数, 表示某一段时间内该地区的平均风速。
本文通过对湖北某风电场2011年采集到的风速数据进行整理分析, 得出该区域一年四季中冬季风的资源分布, 夜间平均风速明显高于白天, 表现出较为显著的反调峰特性。因此, 考虑最为恶劣的情况, 以该区域冬季风资源分布为例, 采用极大似然估计的方法, 以每小时为时间尺度, 将一天的风速数据分为24组, 整理出该地区冬季不同时段下的风速威布尔概率分布, 见表1。
由尺度参数c可近似表征平均风速大小, 从表1可以看出冬季夜间21:00—24:00和00:00—08:00时段的平均风速整体高于08:00—21:00时段的平均风速。
1.2 负荷分时分布
根据系统运行经验和可靠性理论, 负荷大小波动服从正态分布[17]。其概率密度函数为:
其中, Pl为节点i的实际负荷大小;μi为节点i的负荷期望值, 即预测值;δi为负荷波动的方差。
为考虑负荷以小时为时间尺度变化特点, 其均值随时间变化可采用IEEE-RTS[18]可靠性测试系统中的负荷模型。以冬季负荷数据为例, 各时段的负荷占峰荷的百分比如图2所示。
2 最优模型
2.1 机会约束规划原理
机会约束规划是随机规划的重要分支, 用于解决在给定置信水平下具有不确定因素的优化问题。如果约束条件中含有随机变量, 且必须在观测到随机变量的实现之前做出决策, 考虑到所做决策在不利情况发生时可能不满足约束条件, 允许所做决策在一定程度上不满足约束条件, 但是, 该决策应该使约束条件成立的概率不小于某一置信水平[19]。
机会约束规划的一种常见形式如下:
其中, f (x, ξ) 为目标函数;gi (x, ξ) 为随机约束函数;x为n维决策矢量;ξ为概率密度函数φ (ξ) 的随机变量;Pr{A}为事件A成立的概率;α和β分别为给定的约束条件和置信水平; 为目标函数在概率水平至少为β时的取值。
2.2 基于机会规划约束的风电准入功率极限模型
本文以系统可接纳的最大风电场装机容量作为目标函数, 选取常规机组的有功出力和风电场的装机容量作为决策变量进行优化调整, 基于机会规划约束建立了如下的风电场穿透功率极限数学模型:
其中, Pw为各节点对应风电场出力;e T为与向量Pw维数相同的列向量, 且与风电场节点对应的位置上元素为1, 其他位置的元素为0。
由于风电场出力的随机性, 如果约束条件仍然是等式, 则结果过于保守, 而且也不具有实际意义。而具有一定置信水平的机会规划约束弥补了确定性约束仅考虑典型运行模式的不足, 涵盖了系统具有多种运行模式的可能性。置信水平的取值来自于系统实际的要求, 一般取值在0.9~1.0之间, 取值越小, 表明引入的风险越大, 取值越接近1.0, 计算结果越趋于保守[20]。具体约束条件如下:
其中, Pwi为风电场的安装容量;Pg i为常规机组的有功出力;Pli为有功负荷;Pgimax、Pgimin分别为各发电机组出力的上、下限;U imax、Uimin分别为各节点电压上、下限;Δf为系统频率差异增量;Δf max为系统频率偏移限值;Plmiax为输电线路有功功率限值;P srup、Psrdn分别为系统的旋转备用容量上、下限;γi为常规机组的爬坡能力;P Gg i为常规机组的额定容量;δi为风电场以小时为时间尺度的风功率变化系数;PGwi为风电场装机容量;Sg为系统常规发电机组集合;Sw为系统并网风电场集合;Sl为系统负荷节点集合;SPQ为系统节点母线集合;α1—α5为置信水平。
3 基于蒙特卡洛模拟的粒子群优化算法求解
3.1 蒙特卡洛模拟
随机模拟技术为验证概率形式的约束条件提供了有效的途径。本文采用蒙特卡洛模拟, 从已知的概率分布中对随机变量进行抽样, 从而对系统决策变量进行校验。
针对式 (6) 中的机会规划约束, 对任意给定的决策变量x, 先设置N1=0, 然后由概率密度函数生成N个随机变量, 如果将生成的随机变量ξ和决策变量x代入式 (6) , 满足不等式gi (x, ξ) ≥0 (i=1, 2, …, n) , 则N1加1, 当N足够大时, 根据大数定律, 如果式 (6) 成立, 当且仅当N1/N≥α时成立。如果N1/N≥α不成立, 则说明通过粒子群优化算法产生的粒子不符合式 (6) 的概率水平, 这样的粒子舍弃, 并重新生成新的粒子, 直到所有的粒子都满足N1/N≥α[21]。
3.2 粒子群优化算法
微粒群中的每一个粒子定义为D维空间 (待优化问题的解空间, 维数为D) , 粒子以一定的速度Vi= (Vi1, Vi 2, …, Vi D) 在搜索空间中飞行。每个粒子具有位置和速度2个特征值, 粒子根据自己在解空间中的飞行经验以及群体的飞行经验, 动态地调整自己的位置和速度。粒子位置坐标对应的目标函数值即可作为该粒子的适应度, 算法通过适应度来衡量粒子的优劣。算法开始时, 初始化一组随机解x1、x2、…、xN (N为粒子的个数) , 然后通过迭代找到最优解。在每一次迭代中, 粒子通过跟踪2个“极值”来更新自己:一个是粒子本身所找到的最优解, 即个体极值pbest;另一个是整个粒子群目前找到的最优解, 称之为全局极值gbest。实例计算粒子在找到上述2个极值后, 根据下面2个公式来更新自己的速度与位置[20]:
其中, V为粒子的速度;ppresent为粒子的当前位置;rand为[0, 1]之间的随机数;c1和c2被称作学习因子, 通常c1=c2=2;w为加权系数, 一般在0.1~0.9之间取值。
已有文献[22,23]通过大量实验证明, 如果w随算法迭代的进行而线性减小, 将显著改善算法的收敛性能。设wmax为最大加权系数, wmin为最小加权系数, r为当前迭代次数, rmax为算法迭代总次数, 则有:
更新过程中, 粒子每一维的最大速率限制在Vmax, 粒子每一维的坐标也被限制在允许范围之内。同时, pbest与gbest在迭代过程中不断更新, 最后输出的gbest就是算法得到的最优解。
3.3 具体求解过程
根据以上的数学模型, 采用基于蒙特卡洛模拟的粒子群优化算法流程如下。
a.输入系统信息和风电场信息, 调入分时段随机分布参数, 设置T=0、N1=0。
b.设置算法参数, 在D维问题空间上对微粒群进行初始化, 设定群体规模为N, 在决策向量x的可行域中产生一随机数并检验该随机数的可行性, 重复该过程, 从而得到N个初始可行的微粒:xi= (xi1, xi2, …, xi D) , 其中i=1, 2, …, N, 然后再对速度、位置等进行初始化, 生成控制变量初始值和粒子初始速度。
c.根据T的数值确定当前时间段, 随机生成各风电场风速和负荷, 计算出风电出力以及系统潮流;并利用3.1节中介绍的蒙特卡洛随机模拟校验当前系统状态是否满足约束条件 (即每个微粒的适应值) , 若满足则N1=N1+1。
d.对每个微粒, 将其适应值与所经历的最好位置的适应值进行比较, 检验粒子是否可行, 若较好, 则将其作为当前最好位置。
e.对每个微粒, 将其最好适应值与全局所经历的最好适应值进行比较, 检验是否达到最大粒子数, 若较好, 则将其作为当前的全局最好位置。
f.根据进化方程 (9) — (11) 进化, 更新各粒子速度和位置。
g.对更新后的粒子再次利用蒙特卡洛随机模拟计算Pr{gi (x, ξ) ≥0, i=1, 2, …, n}并检验粒子的可行性。
h.校验是否达到预设的最大迭代数;若是则认为是一个足够好的适应值。
i.检验此时是否满足T≥24, 若不满足则T=T+1, 重复步骤c—i;若满足, 则输出此时最好的微粒和对应的适应值作为最优解和对应的最优值 (即输出风电穿透功率极限值和决策变量最优值) 。
4 算例结果与分析
本文以IEEE 30节点测试系统为例, 验证上述模型和算法在求解风电穿透功率极限问题上的可行性和有效性。IEEE 30节点测试系统如图3所示, 系统总负荷为189.2 MW, 系统中常规机组出力上、下限如表2所示 (均为标幺值) 。假定风电场的平均风速为8 m/s, 风电场以功率因数为1.0的恒功率因数方式运行。风电机组的运行参数如下:额定功率为2 MW, 额定风速为12 m/s, 切入风速为3 m/s, 切出风速为25 m/s, 各约束条件的置信水平αi如表3所示。
当风电场从不同点接入时, 分别计算是否考虑风电调峰特性的风电穿透功率极限, 结果见表4。
从表4可看出, 未计及风电调峰特性的风电穿透功率极限比计及调峰特性的穿透功率极限高。事实上, 由于大部分风电都具有反调峰特性, 特别是海上风电场, 其反调峰特性比内陆风电场明显得多, 不考虑风电调峰特性的穿透功率极限计算结果会过于乐观。同时也可以看出多点接入更有利于缓解线路的传输约束, 最大限度地利用风电机组容量。
为了研究风电场的平均风速对风电穿透功率极限的影响, 在表4考虑风电调峰特性计算条件基础上, 研究平均风速对穿透功率的影响, 结果见图4。
由图4可以得出, 风电场的平均风速增大, 对系统的扰动将随之增加, 从而限制了风电接入容量, 因此风电场规划时, 需考虑该地区的平均风速。
不同的风机类型对风电穿透功率也有一定的影响, 在表4计算条件的基础上, 研究风电机组不同额定容量和不同额定风速对穿透功率极限的影响, 以节点24为例, 计算结果见图5。
由图5可以看出, 风电机组的额定功率对穿透功率极限影响不大, 但是穿透功率极限却随着额定风速的增大而增大。
考虑到定桨距风电机组未采用优化控制方式时其风功率输出曲线 (见图1) , 相比于变桨距风电机组, 可表示为PN较小而vN较大的分段函数。因此, 仍以节点24为例, 对比了PN=2 MW、vN=12 m/s时与PN=1.5 MW、vN=15 m/s时的穿透功率极限, 分别为0.185 0和0.206 8。计算结果表明, 仅考虑静态安全稳定约束、功率因数为1.0的运行方式下, 定桨距风电机组的穿透功率极限比变桨距风电机组略大。
系统不同的运行工况, 对各约束条件的置信水平要求不同。在表4的计算条件基础上, 研究约束条件的不同置信水平对穿透功率极限的影响。方案a0为各约束条件置信水平为1.0的情况, 方案a1—a5分别为在方案a0的基础上, 各约束条件置信水平α1—α5分别取0.98的情况 (方案a1为旋转备用约束置信水平α1取0.98, 方案a2—a5依此类推) , 计算结果如图6所示。
由图6可以看出, 约束条件的置信水平不同, 风电并网点的穿透功率极限不同, 即风电并网点不同, 限制其并网容量的主要约束不同。节点24受频率约束和线路传输极限约束的影响较大, 而节点4受旋转备用约束和爬坡能力约束的影响较大。因此风电场规划时, 需考虑限制并网点的主要约束及实际电网对约束条件置信水平的要求。
5 结论
本文提出了一种考虑风电调峰特性的风电接入能力分析方法, 同时考虑风电出力的随机性和风电并网对系统调峰特性的影响, 建立了机会约束规划模型, 并采用基于蒙特卡洛模拟的粒子群优化算法求解, 得出以下结论:
a.在评估风电的接入能力时, 忽略风电的调峰特性, 会使计算结果偏乐观, 为系统的安全稳定运行带来隐患;
b.不同类型的风电机组将在一定程度上影响风电准入功率极限, 风电场区域平均风速的大小也会影响风电的接入能力;
c.风电并网点不同, 限制其并网容量的主要约束不同。
