调峰控制（精选7篇）
调峰控制 篇1
1 引言
石油钻机是石油行业钻井勘探的重要装备。目前国内的石油钻机根据传动方式可分为机械钻机和电动钻机。机械钻机是以柴油机为动力, 通过液力耦合器、离合器、变速箱、链条并车装置等设备驱动绞车、转盘、泥浆泵等设备运行的钻机系统。
机械钻机系统又可根据工作组分为起升系统、循环系统和旋转系统。起升系统包括起钻工况和下钻工况。在起钻和下钻工况中长期存在以下问题: (1) 大马拉小车, 导致柴油机的燃油经济性非常低; (2) 大马拉重车, 频繁的冲击负荷严重影响柴油机的使用寿命。由于在下钻工况中存有可供回收利用的势能, 所以可以引入飞轮储能调峰系统, 将下钻产生的势能回收利用。这样可以提高柴油机的效率, 延长柴油机使用寿命, 起到节能减排的效果。在对飞轮储能系统进行调峰控制时, 采用一种模糊控制算法既可以提高飞轮调峰系统对冲击负荷的适应性, 还可以提高飞轮调峰系统的响应时间。
2 钻机飞轮储能调峰系统结构
飞轮储能调峰系统由1000k W调峰电机、制动取能电机、升压整流系统、飞轮储能系统、调峰控制系统等组成, 如图1所示。
钻机井场辅助发电机输出的400VAC交流三线电源, 经过400VAC/690VAC升压变压器升压至690VAC三相交流电源, 再通过整流器整流为900VDC直流电源, 为调峰系统的逆变器及飞轮系统提供直流电源, 飞轮系统即可以通过调峰子系统发电反馈来储能也可以通过升压整流系统提供直流电源来储能。在直流母线上配有制动系统, 该系统包括两组制动单元, 分别连接两组制动电阻, 单组额定制动电流为85A, 最大制动电流为300A, 可有效确保直流母线电压稳定, 防止因电压太高损坏其他设备或危及人员安全。增加能量回收子系统, 在游车下放过程中将势能通过能量回收电机转化为电能输到直流母线上, 通过飞轮逆变器控制单元使飞轮电机加速, 将能量存储在飞轮储能器中, 提高了能源的利用率。
3 模糊算法的调峰控制
3.1 模糊控制原理
飞轮储能调峰系统的模糊控制, 是通过核心控制器 (ICU200) 来实现的。利用模糊数学的知识, 模拟人类的思维方式, 将使用人语言描述的控制策略转换成模糊控制规则, 按模糊推理的方法处理用模糊集合表示的输入输出, 以确定控制量。模糊控制系统包括: (1) 定义变量; (2) 模糊化; (3) 知识库; (4) 逻辑判断; (5) 反模糊化。
模糊控制的基本原理如图2所示。
3.2 飞轮储能调峰系统的模糊控制
本控制系统主要完成数据采集、速度显示和转矩控制等功能。其中调峰系统的模糊控制功能由核心控制器ICU200完成。核心控制器的主体模块采用的是TMS320F28335芯片。柴油机的转速信号通过传感器进入ICU200进行A/D转换, 经过转换后通过模糊控制算法计算控制量, 然后将输出信号通过D/A转换发送到飞轮储能系统。
控制原理图如图3所示。
绞车:K=KIDW (i) *KPDW (I) *KODW (i)
其中, KODW (i) 为调整系数;KPDW (i) 为稳态放大倍数;KIDW (i) 为瞬态放大倍数;
泥浆泵:K=KIP1 (i) *KOP1 (i) *GDP1
其中, KIP1 (i) 为瞬态放大倍数;KOP1 (i) 为退出放大倍数;GDP1为功率百分比;
飞轮:K=KIMG (i) *KOMG (i) *MG
其中, KIMG (i) 为瞬态放大倍数;KOMG (i) 为调整系数;MG为功率百分比;
该程序的流程图如图4所示。
4 测试与结论分析
根据飞轮储能调峰系统结构示意图开发研制了第二套基于模糊控制的机械调峰系统, 并对其进行了测试与分析。
测试在钻井公司主机厂进行, 测试用负载为40T, 测试过程模拟石油钻机在现场的起钻、下钻工况进行测试。
首先, 只使用柴油机作为唯一的动力源, 钻机带负载进行起钻操作, 并通过柴油机安装的扭矩仪实时采集柴油机功率。测试结果如图5所示。
由图5可以看出, 柴油机在带载起钻工况时, 会产生较大的冲击负荷 (图中可看出冲击负荷约为稳定负荷的50%) 。此时柴油机会产生冒黑烟的现象;同时较大的冲击负荷也会影响柴油机的使用寿命。
然后, 使用柴油机、带有模糊控制算法的调峰系统同时作为系统动力源, 进行钻机带载起钻测试。测试结果如图6所示。
由图6可以看出, 钻机在带载起钻测试过程中, 柴油机输出功率缓慢上升, 最终达到稳定负荷。柴油机在运行过程中没有再产生冲击负荷;钻机系统在带载起钻瞬间所需的大量能量由飞轮调峰系统及时进行了补偿。由于使用了模糊控制方法, 对于飞轮的控制可以做到及时响应, 同时对于飞轮储能系统所需输出的补偿能量也能较准确地控制。
在1档高速、1档低速状态下, 进行了大量的起钻、下钻工况模拟测试, 在飞轮储能调峰系统的作用下已经完全消除了柴油机的冲击负荷, 通过对柴油机的观察, 柴油机已经无冒黑烟现象, 测试结果良好。
5 结束语
针对飞轮储能系统, 本文提出了一种基于模糊控制的钻机飞轮储能调峰系统。该系统可以有效提高钻机系统对冲击负荷的适应性;延长柴油机使用寿命;理论上可减少一台柴油机组运行。测试结果也表明本文提到的模糊控制方法在响应、超调、调整补偿等方面更具优势, 效果更好。
摘要：石油钻机是石油行业钻井勘探的重要设备, 但是长期存在柴油机燃油经济性低、冲击负荷影响柴油机寿命等问题。而飞轮储能调峰系统能够有效地解决上述问题, 并起到节能减排的作用。将模糊控制方法应用到飞轮储能调峰系统控制中, 可以使系统快速响应负荷变化, 理论上可减少一台柴油机的运行。测试结果表明提出模糊控制方法在响应、超调、调整补偿等方面更具优势, 效果更好。
关键词：石油钻机,飞轮储能,模糊控制,调峰控制,节能减排
参考文献
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各类电厂参与电网调峰介绍 篇2
目前我国年耗电量已超4×1012kW·h。到2010年底，全国发电设备容量9.66×108kW，发电量中，其火电占75.62%，水电占22.7%，风电占0.2%，核电占1.3%。
在整个电力系统中，各个电厂参与电网调峰的重要性越来越突出。合理经济地参与电网调峰，既能节约能源，同时能够使电网稳定运行。
2 各种常规电厂的特点介绍
各类发电厂由于设备容量、机组规格和使用的动力资源不同，有着不同的动力技术经济特性。必须结合它们的特点，合理地组织这类发电厂的运行方式，恰当安排它们在电力系统日负荷曲线和年负荷曲线中的位置，以提高系统运行的经济性。
2.1 火力发电厂的主要特点
1）火电厂在运行中需要支付燃料费用，当使用外地燃料时，要占用国家的运输能力。但它的运行不受自然条件的影响。
2）火力发电设备的效率同蒸汽参数有关，高温高压设备的效率高，中温中压设备效率较低，低温低压设备的效率更低。
3）受锅炉和汽机的最小技术负荷的限制，火电厂有功出力的调整范围比较小，其中高温高压设备可以灵活调节的范围更窄，中温中压的略宽。负荷的增减速度慢，机组的投入和退出运行费时长，消耗能量多，且易损坏设备。
4）带有热负荷的火电厂称为热电厂，它采用抽汽供热，其总效率要高于一般的凝汽式火电厂。但与热负荷相适应的那部分发电功率是不可调节的强迫功率。
2.2 水力发电厂的特点
1）不要支付燃料费用，而且水能是可以再生的资源。但水电厂的运行因水库调节性能的不同在不同程度上受自然条件的影响。有调节水库的水电厂按水库的调节周期可分为：日调节、季调节、年调节和多年调节等几种，调节周期越长，水电厂的运行受自然条件影响越小。
2）水轮发电机的出力调整范围较宽，负荷增减速度相当快，机组的投入和退出运行费时都很少，操作简便安全，无需额外的耗费。
3）水力枢纽兼有防洪、发电、航运、灌溉、养殖、供水和旅游等多方面的效益。水库的发电用水量通常按水库的综合效益来考虑安排，不一定同电力负荷的需要相一致。因此，只有在火电厂的适当配合下，才能充分发挥水力发电的经济效益。
2.3 核能发电厂
核电是利用核反应堆中核裂变所释放出的热能进行发电的方式。它与火力发电极其相似。只是以核反应堆及蒸汽发生器来代替火力发电的锅炉，以核裂变能代替矿物燃料的化学能。核能发电厂同火力发电厂相比，一次性投资大，运行费用小，在运行中也不宜带急剧变动的负荷。反应堆和汽轮机组退出运行和再度投入都很费时，且要增加能量消耗。
2.4 其他形式发电厂的特点
新能源发电是指地热发电、太阳能发电、风能发电等。它们共同的特点是：能源密度低、蕴藏的分散性、间隙性、随机性。因此，它们的开发和利用受到一定的限制，在技术上也有一定的难度。
3 目前各类电厂在电力系统中的负荷分配[1]
我国的动力资源有限。为了合理利用各项资源，降低发电成本，必须根据各类发电厂的技术经济特点恰当地分配它们承担的负荷，安排好它们在日负荷曲线中的位置。径流式水电厂的发电功率，利用防洪、灌溉、航运、供水等其他社会需要的放水量的发电功率，以及在洪水期间为避免弃水而满载运行的水电厂的发电功率，都属于水电厂的不可调功率，必须用于承担基本负荷；热电厂应承担与热负荷相适应的电负荷；核电厂应带稳定负荷。它们都必须安排在日负荷曲线的基本部分，然后对凝汽式火电厂按其功率的高低一次由下往上安排[2]。
目前在电力建设中，应当特别注意如何充分发挥有调节性能的水电厂在调峰和运行备用方面的作用。在规划、设计和建设水电厂时应该有预见性，要考虑到电力系统发展后的需要，要留有可以进行改造的余地。由于水电调峰可能给全系统带来巨大的经济效益，特别是在以火电为主或近期将以火电为主的电力系统中，新建有调节能力的水电厂的装机容量，宜于按系统调峰要求确定，而不以利用小时数为绝对标准；对暂时不需要而今后可能需要的水电机组，应该根据系统规划的要求，在建设中预留扩建余地；在需要增加专用调峰电源的系统，也应该对既有水电厂进行扩建的可行性研究。
除了水电调峰之外，另外一个主要的调峰任务必然落在火电机组身上，这就需要根据季节和日夜负荷变化的需要，安排适应调峰要求的火电机组。当前特别重要的一个问题是对新增发电容量中调峰机组的安排和落实。
与火电调峰相比，在技术经济比较有利的前提下，建设抽水蓄能电厂可以更好地发挥适应系统负荷变化的事故备用的作用。
4 水电机组参与调峰的讨论
近年来，国内电网的负荷峰谷差不断增大，调峰矛盾日益突出，一些电网相继建设抽水蓄能电站。火电厂和核电站因受其最小技术出力的限制和经济运行要求，一般适合在基本负荷运行，不能大幅度地很快增减负荷。水电站则有大幅度很快增减负荷的能力，因此，建设抽水蓄能电站是增加系统调峰能力的重要手段，它可以削峰填谷，具有双向减少系统峰谷差的功能。国外一些大电网，抽水蓄能电站的容量已占电网容量的10%以上。我国抽水蓄能电站虽起步较晚，但随着大电网的建设，也在逐步发展。
各水电厂大多数机组调节性能良好，在水头合适、电网需要的情况下，都能按给定出力进行调整，调节容量和幅度巨大，很好地满足了电网调峰的要求。只是在丰水季节，由于多数水电厂是径流式电站，调峰必定造成巨大的弃水。
5 火电机组参与调峰的讨论
火电机组的主要调峰方式有：
1)变负荷运行方式。即通过改变机组负荷来适应电网。负荷的变化，又称为旋转调峰运行方式，这是典型的传统调峰方式。最低负荷的主要限制因素在锅炉。
2)日启停两班制运行方式。机组分两班轮流启停和运行，一般是白天运行，深夜停运，以适应系统和发电厂负荷大幅度变化的需要。
3)少汽无功运行方式。采用停机不停炉方式，从相邻机组或厂用备用汽源引来蒸汽，维持汽轮机空转并冷却叶片，以使负荷低谷时机组处于温度较高的热备用状态，为低谷过后机组的快速启动创造条件。
在沿海缺能地区及大城市，根据国内天然气资源开发、西气东输工程的进展，以及国际天然气市场的情况，因地制宜地适量发展燃气蒸汽联合循环机组，促进国内天然气资源的开发利用，增加电网调峰能力。
6 核电机组参与调峰的探讨
核能发电作为一种清洁、可靠、现在唯一可大规模替代化石能源的发电形式，越来越受到人们的青睐。随着我国电力发展的趋势，我国提出了“积极推进核电发展”的方针。《国家核电发展专题规划（2005～2020）》提出，到2020年，我国核电运行装机容量将从目前的906.8×104kW增加到4 000×104kW，核电占全部电力装机容量的比重从现在的不到2%提高到4%，核电年发电量达到2600×108kW·h～2800×108kW·h。可以预见，随着一大批百万千瓦级大型核电机组的逐步建成投运，核电装机容量在区域电网中所占的比重会越来越大。随着电网负荷谷峰差的日渐加大和发电市场竞争规则的完备，大型压水堆核电机组参与电网中间负荷调峰势在必行。
6.1 目前国内外核电运行情况
我国现有的11台核电机组均建在东部或南部沿海发达地区，临近负荷中心。由于华东电网和南方电网容量极大，核电装机容量所占比重还很小，局部电力又常年短缺。在国家有关政策的照顾下，各个核电机组无论堆型和容量大小，均未参加电网的调峰，机组始终按照最大可能出力运行。在核电占电网总装机容量比重很大的法国(78%)、韩国(42%)、日本(36%)、美国(20%)，既使电网同时具有一定容量的调频、调峰手段和削峰填谷措施，核电机组也要适当地满足电网调峰的要求。法国共有59个核电机组，总容量63363MW，大部分需要参与调峰运行。西屋公司建造的多座压水堆核电机组，已具有很多日负荷跟踪运行的实际成绩，其中一个已在连续4个换料周期内共进行了600次以上的日负荷跟踪运行，一回路冷却剂的放射性浓度没有上升，验证了现有压水堆燃料组件的可靠性。
6.2 核电机组参与负荷调节的必要性
首先，电网日负荷具有明显的谷峰特点，从技术上要求并网运行的各个发电机组都要有一定的跟踪负荷的性能。大型压水堆核电机组作为电网的主力机组，应当适度参与日负荷调峰的任务。其次，参与调峰是发电市场商业化竞争的要求。从上网电价、环保要求来说，利用可再生水能的水电站是最应该带基本负荷运行的，但现实却是水电站参与调峰最为频繁而电价又最低；火电厂燃煤发电，上网电价虽然不是很高，但将珍贵的、不可再生的化石资源———煤炭付之一炬，且带来温室效应、酸雨、环境污染等负面影响，是最不应该参与调峰减出力的电站；核电站没有通常的环境污染问题，是大型绿色电源，但由于初投资很大，在我国国家政策扶持下上网电价一直保持较高，以不适宜调峰为由仅带基本负荷运行，这对其它发电形式来说是很不公平的。
6.3 大型压水堆核电机组参与调峰的能力
现代压水堆核电机组已经具备比较优秀的调峰能力。
1)现代压水堆均设计为具有较大的负温度系数，当外界负荷增加时，堆芯受到冷却就会自动增加功率，并稳定在高的功率下运行，这降低了反应堆功率调节系统的调节精度要求和频繁动作的要求，增强了核电机组跟踪负荷的能力。
2)为增加机组应对各种瞬态的裕度，机组设计上已满足在负荷阶跃变化±10%Pn或线性变化±5%Pn/min的情况下，依靠自动调节可使机组保持稳定运行而一、二回路各安全保护设施不动作。±5%Pn/min的变负荷率已经足以满足中间负荷调峰的要求，但考虑到材料承受热应力的限制和因应力循环造成的疲劳损伤，对日常调峰运行来说，实际升降负荷允许的速率要小一些。
3)先进的全数字化仪控系统的采用，将使核电机组对负荷变动瞬态过程中各相关参数的控制品质更为理想。采用反应堆和汽轮发电机组协调控制，将使一、二回路在变工况、外界大扰动等情况下主要工艺参数的波动更小、安全裕度更高。加上先进的人机界面、主控室设计，使操纵员面对经常的负荷变动也能从容应对。
4)低负荷下核汽轮机工作更可靠。压水堆蒸汽发生器产生的是参数较低的湿饱和蒸汽(压力6.8MPa，温度283℃，湿度≤0.25)，可利用焓降低，机组的大功率依靠较大的蒸汽流量获得，1 000MW的核汽轮机额定功率下新蒸汽流量近6 000t/h。因主要承担基本负荷运行，满负荷下新蒸汽容积流量非常大，大型核电汽轮机普遍采用节流调节，全周进汽(不设调节级)，加之低负荷下主蒸汽的压力和温度比满出力时略有升高，使得调节阀后新蒸汽能够保持温度基本不变，还能因节流降压获得一点过热度，这对于高低压缸工作于湿蒸汽区的各级的可靠工作是有利的。
7 结语
近年来，国内电网虽然已采取了一些积极有效的措施，但目前机组的调峰能力依然较弱。随着电网改造的进一步深入，新技术的大量引进，可使现有的机组实现深度调峰，大大提高机组的调峰能力。核电技术的发展在我国已渐趋成熟，这样可使大容量的核电机组担当基本负荷，而以前承担电网基本负荷的大容量火电机组，经改造后则可以更多地参与电网的调峰。对那些新投产的大容量火电机组，其主辅机在设计制造时即可满足调峰机组的要求。此外，随着更多的抽水蓄能电站的建立、天然气的大力发展、循环流化床技术的逐渐成熟以及其他能源的开发利用，我国电网的调峰问题将会很好地得以解决。
参考文献
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城市燃气调峰方式标准与优化分析 篇3
近年来,在新闻媒体上经常出现燃气调峰这个名词,越来越多的人们知道并了解了城市管道燃气,由于业主用气不均衡性以及不同时间段燃气用量的差别大导致了各个城市都出现了燃气用气高峰和低谷,在部分城市如沈阳,其夏季和冬季的用气量差能达到6倍之多,导致燃气企业在进行气量调节时面临着不小的压力,这也迫使企业必须做好各个时间段的燃气调峰,以保障业主的安全稳定用气。目前国内现有的调峰方式多种多样,没有统一科学的理论体系指导,基于此,本文针对目前国内现有的几种调峰方式进行了统计,并综合分析了其安全性和经济性,并指出了与之相对应的适用条件与场合。
1调峰量的确定
每个城市的用气量是悬殊很大的,它与这个城市的发展水平、居民生活水平有着直接的关系,同时又受到这个城市地理位置、四季温差等各种因素的影响,因此确保城市管道燃气供气稳定平衡,就必须对用气量进行基础的统计分析,以确定各个时间节点的用气量。
(1)季节调峰量的确定。季节调峰是指燃气企业通过对季节性供大于求时的余气量进行储存,并作为储备补充气量,待出现季节性供不应求时使用,以达到供需总平衡。
(2)月、周调峰量的确定。由于燃气用户的性质不同,其用气量的高峰也不相同。企业、商户用户由于其生产需要,其用气量一般都比较稳定,而城市居民则由于生活习惯的不同,在周一至周五工作期间用气量相对较小,夏天高温、冬天低温晚上为用气高峰期,而如饭店餐饮等一般商业用户其在周六周末时间段用气量会明显增加。
(3)事故调峰。由于受燃气管道、设备损坏、城市违章建筑占压、城市建设不规范作业等各种因素的影响,燃气管道经常会出现故障,导致输气收到一定的影响,因此燃气企业在进行供气时,为了保障供气可靠性,必须要考虑因事故出现的燃气调峰。
2调峰方式方法
由于不同城市不同的特点及用气规律,为了保证用户用气的稳定性,目前存在着多种调峰方式,统计分析目前在用的主要有以下几种。
(1)储气球罐调峰。通过储气球罐进行调峰是燃气企业常用的一种调峰方式,它的特点是燃气企业通过建造一些大型的高压储气球罐,在用气量较低的时间段将多余的气量储存到储气球罐,等到了用气高峰时期,把罐内燃气通过其他的方式输送出来来保证用气高峰期的用气稳定。
采用高压储气球罐进行燃气调峰具有良好的优势,但也存在一些短板,这是由于储气球罐自身性质决定的,由于储气罐压力进行降压时只能降至出站管网压力,这样就使得罐内燃气进行外输时,储罐内会留下一部分的天然气,导致储气球罐实际利用率不高,而为了满足季节性高峰期用气的稳定性,燃气企业只能再花巨资进行更多的高压储气球罐建设,这样就大大增加了企业的成本支出。近年来,有专家学者和企业通过实践检验,提出了一种能大大提高储气球罐调峰能力的新技术——应用超音速射流器配套高压储气球罐协同进行燃气调峰新技术。
(2)高压储气调峰。目前在用的高压天然气调峰方式主要有两种,一种为城市高压环网,城市高压管道储气能承受4.0 MPa的压力,根据气体可压缩性的特点对管道内储存的燃气进行高压操作,这样就能大大增加管道储气量。其次为压缩天然气(CNG),由于部分地区建设液化工厂投资大,冷能利用效果差,造成了投资和能源的浪费,因此对于部分管道气较为丰富的地区,采用了直接建设CNG母站的方式,对于一些小的燃气企业和城市燃气管网未铺设的地区是一个很好的解决方式,同时对于无法再征地扩建的储罐峰调压站内也可以采用CNG进行补充调压。如辽宁抚顺地区,冬天采用此种办法可以很好的解决储罐调峰的无法满足城市需求的问题。
(3)液化天然气调峰。液化天然气(LNG)是将天然气经过如脱水、脱烃、脱酸性气体等净化处理后,采用一定的制冷工艺(如节流、膨胀或外加冷源等),在常压和-162℃条件下使其变成液态。计算表明,采用LNG调峰方式其优势明显,其比地面储气球罐单位容积的储气比高60倍之多;与井口采气压力为5 MPa的地下储气库相比,其单位容积储气量是地下储气库的10倍。
LNG方式由于独立性强,可以摆脱天然气管道的限制,当前使用LNG方式进行燃气调峰主要有两种,一是建设LNG储备站,根据城市燃气管网的覆盖面积和燃气用户业主的用气量,储备站的地址要综合统筹分析,以覆盖周围业主的用气需求。另一种就是建设LNG工厂,并与城市燃气管道相连,如果出现了用气高峰,则将LNG气化后及时输送到管网。
(4)地下储气库调峰。地下储气库调峰是近年来国家大力支持和发展的一种方法,它是通过在用气量低谷时期将“富余”的气储存起来,在城市业主用气量低峰时期,这个时候的用气量相对较少,就可以将多余的燃气进行压缩加压,并储存在地下储气库中;如果城市燃气用量出现高峰了,这个时候就可以将地下储气库的燃气进行开采释放,再进行降压后输送到城市燃气管网,这样就可以实时保证用气量和出气量处于动态平衡中。
地下储气库具有多方面的优势,具体表现在:①储气库容量大,这个在一些大城市由于季节性因素导致的用气高峰时能起到非常明显的稳定作用;②能够保证供气的稳定性,储气库由于库容大,可以长周期保证供气的稳定性,就算出现了上游天然气田产量不稳定时一样能满足用户需要;③储气库一次建成后综合成本相对较低,虽然建设初期投资很大,但是在建成以后,同等的调峰条件下,其综合运行维护成本要明显低于建设储气罐、LNG库等方式。
地下储气库库容大、安全性高这是其等优势,然而其也有明显的缺点,具体表现为:①储气库对于建设地点要求严格,不仅要看建设地点的地质情况,还要求储气库地址地址能够与下游的管道能够有效的衔接,从而提高运行效率。②储气工艺流程复杂。因为是把天然气压缩回注到储气库内,在下游用气高峰时再往外释放,这就导致了储气工艺流程比单纯的采气更加复杂。③储气库内燃气性质变了。由于是经过储气库储存,其气体性质也发生了变化,重点表现为气体含水量增加了,因为在进行燃气外输时首先要进行燃气脱水处理。
3几种城市燃气调峰方式对比
在分析了上面几种主要调峰方式的基础上,本文对这几种主要的调峰方式做了对比,如表1所示。
4结束语
投资巨大是城市天然气调峰系统工程一个重要的特点,因此在进行燃气调峰时,不仅要注重供气安全性,还要考虑企业的投资,尤其是对于一些用气量非常大的城市,不能仅仅采用一种调峰方法,应该多种调峰方法组合使用。
参考文献
[1]商艳.输气管道干线末段储气调峰研究[J].油气储运,2014,17(1):13-15.
调峰控制 篇4
目前陕西电网通过4回330 kV和2回750 kV联络线与西北主网实现水火电互济,陕西省内电源结构以火电为主。电网最大峰谷差从2007年的3 030 MW增加到2009年的4 030 MW[1]。火电仍是陕西电网主要的调峰电源,统调火电机组平均调峰能力约47%,但电网调峰仍面临较大压力。本文结合陕西电网“十二五”规划报告中的电力需求预测专题报告的中、低两个负荷水平进行调峰分析,力求得到一个比较结合电网实际且适应性较强的调峰结果。
1 陕西电网负荷研究
1.1 负荷特性分析
陕西电网年负荷特性见表1,日最小负荷率夏季为0.625;冬季为0.644。
根据年负荷特性,陕西电网年负荷表现为一年中有冬季和夏季2个高峰。未来一段时间陕西电网年最大负荷发生在12月的可能性仍然最高,根据发展趋势,夏季的用电负荷会逐步上升,并与冬季的差值愈来愈小,未来个别年度仍有可能夏季负荷大于冬季负荷,但是长期来看,陕西电网的最大负荷仍将发生在12月。
根据日负荷特性,陕西电网日负荷变化规律通常有冬季、夏季2种典型情况。一天之中的负荷变化,典型日均有2个高峰,即早高峰和晚高峰,目前仍以晚高峰负荷最大。冬季日最高负荷出现在19时,最低负荷出现在4时;夏季日最高负荷出现在21时,最低负荷出现在5时,夏季平均负荷率高于冬季,最小负荷率小于冬季[2]。
1.2“十二五”期间陕西电网负荷预测
根据陕西电网“十二五”规划设计报告,“十二五”期间陕西电网负荷预测结果见表2。
2 陕西自身调峰能力分析
2.1 调峰需求
根据负荷特性研究成果及负荷预测情况,“十二五”期间2种方式下峰谷差统计见表3、表4。
2.2 调峰原则
(1)中负荷水平调峰计算中,考虑年负荷特性和季典型日负荷特性的情况(旋转备用取8%)。低负荷水平调峰计算中,考虑月负荷特性的影响,月最小负荷日的负荷为最大负荷日的0.9倍,综合旋转备用取1 8%。
(2)陕西电网水电装机约占总装机容量的11%,大多数为径流式小水电机组,所以不考虑这些小水电机组的调峰作用。计算中,小水电出力,枯水年按冬季出力10%、夏季出力60%考虑;平水年按冬季出力20%、夏季出力90%考虑。
(3) 2015年前不考虑抽水蓄能电厂投产。
(4)由于陕西“网对网”直流外送电的运行方式比较复杂,存在相互送电、恒定送电等多种方式。本节暂不考虑直流外送对调峰的影响,将在后节调峰敏感性分析中研究。
(5)分析中不考虑网络安全约束对各类机组调峰的影响。
(6)各类机组调节能力[3]。本次研究采用的燃煤机组能力见表5。
2.3 自身调峰能力分析
2.3.1 低负荷水平的调峰分析
“十二五”期间陕西电网自身调峰。枯水年,夏季基本平衡,冬季普遍调峰不足,缺额最大的时段在12月,达到1 040 MW。平水年,“十二五”中后期夏季调峰基本平衡,而前期调峰缺额在5、6月,最大达到170～190 MW;冬季,平水年调峰不足严重于枯水年,缺额最大的时段仍在12月,达到1 140 MW。平水年调峰整体略低于枯水年的主要原因是小水电出力不同,平水年比枯水年冬季小水电出力大10%,夏季大30%。
由于热电厂冬季不参加调峰,挤占了可调电源的空间,使电网平均调峰能力大大降低。2011-2015年冬季火电平均最小技术出力均在60%左右,而夏季均在52%左右,这样就造成了冬季电网调峰能力大大低于夏季。由于“十二五”前期热电厂规模相对较小,冬季调峰情况好于“十二五”中后期。“十二五”期间水电比重变化不大,而夏季供热机组参加调峰,远期新增均为单机300 MW的供热大机组,而且规模相对较大,整体提高了电网的平均调峰深度,造成夏季调峰远期情况好于近期。
2.3.2 中负荷水平的调峰分析
“十二五”期间陕西电网自身调峰。中负荷水平下,枯水年,冬季调峰基本平衡;夏季盈余较大,“十二五”中后期夏季调峰盈余达到1 200 MW以上。平水年,“十二五”中前期冬季调峰基本平衡,后期略有不足。平水年夏季盈余较大,但略低于枯水年夏季盈余水平。同样,小水电出力变化和热电厂的调峰情况与前面小负荷水平分析的情况基本一致,即,冬季时“十二五”近期调峰情况优于远期;夏季时远期调峰情况好于近期。
总体来看,平水年调峰盈余稍低于枯水年,中负荷水平调峰盈余好于低负荷水平下的调峰盈余情况。冬季采暖期,中负荷比低负荷水平调峰盈余高约800～1 000 MW;夏季非采暖期,中负荷比低负荷水平调峰盈余高约900～1 200 MW。主要原因是中负荷水平系统负荷规模较大,旋转备用较小。
3 调峰敏感性分析
3.1 小水电出力变化敏感性分析
根据分析结果,若2011—2015年冬季小水电出力增加10%,那么火电出力需降低,以火电装机综合平均调峰深度考虑,则系统调峰容量将减小66～100 MW;反之,如果夏季小水电出力降低20%,则调峰容量增加156～261 MW。
3.2 供热机组容量敏感性分析
“十二五”中后期,规划供热机组不上,按常规火电开机补偿不足后,2013—2015年冬季系统可以增加调峰容量420～1 155 MW。因此,从目前陕西电源规模和结构来看,“十二五”供热机组上与不上,对陕西电网自身的调峰能力有着重要的影响。
3.3 直流运行方式对调峰的影响
3.3.1 德宝直流
冬季,西北电网向华中电网送电,考虑其配套火电电源为省内调峰后,陕西电网冬季调峰能力相对上述计算值应乐观。如冬季陕西与四川直流3 000 MW规模外送,小方式满送,大方式送一半时,冬季陕西电网大致增加1 620 MW开机,还可增加1 900～2 000 MW的调峰能力。夏季,若陕西电网接收四川电网水电,降低了省内煤电工作出力,夏季调峰盈余容量将比上述计算值偏小。如夏季陕西与四川直流3 000 MW规模受电,小方式四川满送,大方式四川送陕西一半功率,则夏季陕西电网大致减少开机1 620 MW,系统减小调峰能力2 000～2 180 MW。
3.3.2 灵宝直流
灵宝“背靠背”直流联网运行方式按全年大小方式平送1 110 MW考虑,经计算,陕西电网为此增加的火电开机为1 200 MW;中负荷水平下冬季调峰能力增加360 MW左右,夏季增加约480 MW。低负荷水平下冬季调峰能力增加300 MW左右,夏季增加420 MW左右。
3.3.3 省际功率交换
枯水年2011—2012年,大方式下西北主网向陕西电网送电为0;小方式下,陕西电网向西北主网送电1 000 MW,即西北电网以填谷方式为陕西电网调峰。2013—2015年,大方式下西北主网向陕西电网送电1 000～1 500 MW;小方式下,西北主网向陕西电网送电为0,即西北电网以削峰方式为陕西电网调峰。
平水年大方式下西北主网向陕西电网送电2 000～2 500 MW,小方式下西北主网向陕西电网送电为0。即西北电网以削峰方式为陕西电网调峰。
由此可见,省区间联络线功率交换对陕西电网的调峰是正面的,西北电网给陕西电网调峰,有利于陕西电网的安全经济运行和新能源电源的发展需要。
4 综合调峰能力分析
通过对电源结构、直流运行方式和区间功率交换的敏感性分析可知,这些外部因素对陕西电网的调峰能力影响很大。有些影响是正面的,有些是负面的,最终陕西电网的调峰能力应该是其自身调峰能力与这些外部调峰因素叠加后的结果[4],见表6～9。
总体来看,陕西电网在中负荷水平下调峰明显优于低负荷水平,两者大体相差1 000 MW左右的调峰容量。无论是枯水年还是平水年,“十二五”前期冬季调峰情况均好于夏季;“十二五”中后期夏季调峰情况均好于冬季。同一负荷水平下,枯水年与平水年的调峰盈余规模和变化规律大体一致;并且各种情况下,枯水年调峰情况略好于平水年。
德宝直流的运行方式对陕西电网乃至西北电网的调峰影响很大。如果德宝直流采用反调峰方式运行,那么陕西电网的调峰容量将存在较大的缺额。从陕西电网自身调峰不足和西北电网接纳大规模新能源的角度考虑,德宝直流冬季和夏季都应给陕西电网和西北电网正调峰;即使夏季德宝直流采用交换功率为零的方式,不调峰,也优于反调峰的方式。
另外,若届时陕西电网实际负荷水平达不到预测的低负荷水平、负荷特性恶化、小电源规模进一步增加或者联络线调峰能力不足等各种不利因素叠加时,电网可能出现调峰困难的局面。从以上分析来看,“十二五”期间陕西电网自身调峰不足,其接纳新能源电源的规模将主要取决于德宝直流调峰和联络线调峰。
5 新能源电源接入电网调峰分析
“十二五”期间陕西新能源发展装机规模,其中2015年风电装机达到1 500 MW,光伏发电装机500 MW,生物质能发电500 MW。
从调峰的角度来看,光伏发电一般在白天7:00～19:00时,与陕西电网日最低负荷出现的时间4:00～5:00至少有2～3 h的时差。陕西电网规划的光伏电站总装机500 MW,规模相对较小,反调峰时将不会改变陕西电网的日最小负荷率。光伏电站满发时,不会挤占前面计算出的陕西电网的调峰盈余空间。生物质能发电可以按计划开机,所以也不存在挤占电网调峰空间的问题。只有风电是24 h随机电源,存在电网低谷负荷时风电反调峰的情况,需要电网有足够的调峰盈余空间接纳风电。
因此,“十二五”期间,陕西省政府规划的1 500 MW风电装机,能否全额接纳或按70%装机容量接纳,关键在于德宝直流的运行方式。目前来看,如果“十二五”内要全额接纳规划的风电,无论是中负荷还是低负荷水平,德宝直流均不能以反调峰方式运行。低负荷方式下德宝直流平送时,系统调峰有不足。
6 结论
(1)根据以上研究可得出:“十二五”前期冬季调峰情况优于夏季;“十二五”中后期夏季调峰情况优于冬季。在同一负荷水平下,枯水年与平水年的调峰盈余规模和调峰变化规律大体一致;各种情况下,枯水年调峰均略好于平水年。
(2)为进一步增加电网调峰裕度,提高电网整体调峰能力,建议采取以下措施:增加西北主网给陕西电网联络线的调峰能力;陕西建设抽水蓄能电站;进一步优化网内电源的开机方式,以及德宝直流的运行方式等。
参考文献
[1]陕西电力调度中心.2010年度陕西电网运行方式[R].西安:陕西省电力公司,2010.
[2]西北电力设计院.陕西电网“十二五”电网规划设计[R].西安:西北电力设计院,2010.
[3]李冰寒,孙自安.陕西电网调峰能力分析[J].陕西电力. 2008,36(5):30-32.
调峰控制 篇5
近年来,风电在国内迅猛发展,在多个局部电网中的并网比例已经超过10%,有的甚至超过20%。由于风电场无法像水库蓄水一样存储风能,因此风电具有与自然风一样随机的、间歇的波动性。
风电这种不确定的波动性给系统调度运行(如调频、负荷跟踪、调峰等)带来了诸多问题[1],如何应对风电波动性,已经引起越来越多的关注。当前,这方面的研究主要集中在日内时间尺度,以解决日内风电波动给调度运行带来的冲击。如文献[2]采用飞轮储能设备来平抑风电在调频时间尺度的波动性;文献[3]提出通过普通水电与风电联合运行,来平抑风电在负荷跟踪时间尺度上不确定的波动性,以减少风电的不平衡惩罚费用;文献[4]提出了风电与抽水蓄能电站联合运行的日内优化运行策略,以利用抽水蓄能电站的储能能力,平抑风电的日内峰谷波动性,从而使风电场运行效益最大化;文献[5]提出通过风电与普通水电的协调运行,来完全平抑风电的日内峰谷波动性。
统计数据表明,风电出力的日间波动性更大[6,7],这将导致等效负荷(系统负荷减去风电出力)具有很大的日间差异和不确定性,从而增加了火电机组日间开停机调峰的需求。而国内当前火电机组主要为大型、高效机组,不具备日启停能力,且启停费用很高。因此,如何在这种具有不确定性的大幅日间差异等效负荷下,合理进行计划和调度,保障火电机组开停机的稳定性,提高电网运行的经济性,就成为电网在调度运行时需要迫切解决的问题。
为此,针对风电、水电、火电混合电力系统,基于水电以其容量支持风电和风电以其电量支持水电的互补特性[8],本文提出了在冬季枯水期水电—风电系统联合调峰运行策略,以水电的储能能力来平抑风电出力不确定的日间波动性,从而保障火电机组开停机的稳定性。需要说明的是,本文中“水电”是指普通水电系统,非抽水蓄能电站。
1 风电日间波动性对系统影响分析
1.1 风电日间波动性
统计数据表明,风电出力的日间波动性很大,相邻两日的风电出力曲线可能差异很大,经常出现连续数日风电大出力和连续数日风电小出力的情形[6]。我国东北某省某周的风电出力负荷率曲线如图1所示,在该实例中风电出力的日间波动性很大。
1.2 风电日间波动性对等效负荷的影响
在电力系统中,相邻几天负荷的日间波动性不大。然而,如果系统中风电占很大的比例,则风电出力不确定的大幅日间波动,将导致等效负荷具有很大的日间差异。
以西北电网冬季典型日负荷率曲线[5]为基准,采用文献[9]所述方法模拟的不考虑风电安排水电时的调度运行结果如图2所示。
图2中,0～24 h为周一,24～48 h为周二,以此类推。设周二、周四为大负荷日,周一、周三和周五为中负荷日,周末为小负荷日,周内最大负荷为10 GW,负荷下降系数α为0.02,系统中风电并网容量占该周最大负荷的10%,风电出力负荷率曲线见图1。由图2可以看出,由于风电出力的日间波动性,使得各日等效负荷尖峰值的日间波动性比系统负荷尖峰值的日间波动性更大,如周三和周四的等效负荷尖峰值相差近1 000 MW,远大于系统负荷200 MW的差值。而且,由于风电的不确定性,等效负荷日尖峰值的大幅日间波动非常不确定。
1.3 风电日间波动性对火电开停机的影响
一般来讲,火电日最小开机容量由其所承担的日负荷曲线的尖峰值来确定[10]。因此,在缺乏水电的电力系统中,由于等效负荷由火电承担,等效负荷日尖峰值不确定的大幅日间波动,将可能导致火电机组在日间需要频繁启停调峰或者风电场弃风运行,进而带来巨大的开停机成本或弃风成本。
而在具有较大水电调峰容量的电力系统中,水电往往采用调峰运行方式[11,12,13]。如果日时间尺度以上的风电出力曲线可以较为准确地预测,则在把水电中长期电量分配给各计划日时,通过在等效负荷大的调度日少安排水电,在等效负荷小的调度日多安排水电,即可利用水电来平抑风电的日间波动性,从而使得火电机组所承担的各日负荷曲线的尖峰值保持稳定,如图3所示。
图3中,阴影部分为各日水电承担的负荷;R
现有的风电预测技术即使在日内时间尺度上尚有较大偏差,因此,难以形成较为准确的日时间尺度以上的等效负荷曲线。而如果在分配水电日计划发电量时不考虑风电,依然以各日经水电削峰后的负荷曲线尖峰值尽可能相等为目标,且系统中不存在风电或风电比例很小时,该方式可以使得火电承担的各日负荷曲线的尖峰值保持基本稳定(如图3所示)。若风电进行大规模并网,则由实际运行时火电承担的负荷曲线(如图2所示)可以看出,由于在分配水电各日计划电量时没有考虑风电的影响,如在风电差异很大而负荷完全相同的周二和周四安排了同样多的水电日发电量,导致火电机组承担的日尖峰负荷值差异很大(其结果相当于使用火电平抑了风电的日间波动)。
因此,在日以上时间尺度的风电出力曲线难以预测的前提下,如何通过优化调度充分利用水电来平抑风电出力不确定的、大幅的日间波动性,保障火电机组所承担日尖峰负荷的稳定性,降低火电机组开停机调峰频率,就成为电网在调度运行时需要迫切解决的问题。为此,本文提出了水电—风电系统日间联合调峰运行的调度策略。
2 水电—风电系统日间联合调峰运行策略原理
2.1 水电与风电的互补性
首先,水电与风电在技术特性上具有互补性。与风电具有不可控的随机性和间歇性不同,水库的蓄水能力可以平抑来水的短期波动,从而使水电具有良好的容量特性。这样,就可通过在风电大的调度日少发水电、风电小的调度日多发水电的方式来平抑风电的日间波动性(显然,要采用该方式,系统中的水电应该具有在调度周期内协调各日水量的调节能力)。而且水电启停方便、调节迅速而无附加费用,比使用火电平抑风电波动性更经济。
其次,水电与风电在季节波动性上也具有互补性[8]。在风电大、调节需求高的冬季,水电正处于枯水期,具有很好的调节能力,为通过协调水电日间发电量的方式来平抑风电日间波动性提供了有利的条件。而在丰水期的夏季,水电调节能力有限,但该季节风电又往往较小,调节需求不高。
上述2方面的互补特性使得通过水电来平抑风电的日间波动性具有很好的预期效益。特别是在冬季枯水期,由于受到水库蓄水能力和枯水期来水量不足的限制,经常会出现水电容量充裕而电量不足的现象,使得部分水电容量闲置,如图4所示。
图4中:CHmax为水电最大可调容量;CH1 为计划能提供的水电调峰容量;RH1为水电单独调峰时运行位置处的功率。由图4可看出,水电单独调峰运行时,由于计划发电量的约束,使CH1 <CHmax,有CHmax-CH1 大小的发电容量被闲置,难以充分发挥水电的调峰作用。此时,如果能把水电与风电联合运行,由水电提供容量保证,由风电提供电量支持,不仅可平抑风电的日间波动性,还可充分利用水电闲置容量和风电电量进行调峰,提高系统的调峰能力。
基于上述分析,本文提出了在调节需求大的冬季枯水期,通过具有长期调节能力的水电与风电联合调峰运行来平抑风电日间波动性的思路。
2.2 联合调峰运行的基本原理
在冬季枯水期,水电由于来水不足,利用时间少,通常采用调峰运行方式[11,12,13]。基于该方式,本文设计了水电—风电系统联合调峰运行策略,现以周作为联合运行的周期来说明其原理。
首先,在制定计划时,根据决策周期内负荷预测曲线、风电预测相关信息、周期内水电计划电量等因素,优化确定水电—风电联合系统在周期内负荷曲线上的运行位置,进而得到该系统的有效调峰容量C
C
CT1,min=L1,max-C
max{γL1,max-(CHmax-CHW1),0} (2)
式中:L
式(1)表示,由于对较长决策周期而言,风电容量可信度很低,水电—风电联合系统需由水电提供容量保证,所以该系统提供的有效调峰容量不大于水电的最大可调容量。式(2)表示,如果在负荷尖峰时段水电所能提供的备用容量CHmax-CH1 可以满足(大于等于)负荷备用容量γL1,max,则在确定火电开机容量时可不考虑尖峰负荷备用容量,尖峰时段最小开机容量为L1,max-C
其次,在实时调度时,若实时等效负荷超过R
2.3 联合调峰运行的效益分析
依据上述原理,水电与风电联合运行具有如下2方面的效益。
1)平抑风电出力在负荷高峰时段的日间波动性
由图3可以看出,联合运行时火电机组在各日承担的尖峰负荷均不超过R
2)提高系统调峰能力
取图3中周二处波形放大显示,如图5所示。
由图5可以看出,联合运行时利用高峰时段的部分风电电量(图中斜线所覆盖的部分)进行调峰,此时水电—风电联合系统的运行位置要低于水电单独调峰时的运行位置(如图4所示)。因此,可以提供比水电单独调峰更大的有效调峰容量C
CH1≤C
联合运行策略下,如果计划周期内水电较多,如在春秋季平水期(夏季丰水期水电满发不具备调节能力,本文不予考虑),则可能导致R
2.4 联合调峰运行的风险及关键因素
由图3和图5可以看出,在负荷曲线中水电计划电量不变的条件下,R
显然,如何根据风电、水电、负荷相关预测信息,合理确定联合运行的周期、周期内联合运行的位置以及有效调峰容量,以使得联合运行末期的水电实际发电量与计划发电量基本相同,就成为联合运行的核心问题。
3 联合调峰运行决策框架
3.1 理想条件下的联合调峰运行决策
本文所谓的理想条件,是指决策所需的信息条件都可以较为准确地预测得到。在风电、水电、火电混合电力系统中,如果可以较为准确地预测到较长决策周期内的风电出力曲线、水电实际发电量、负荷时序曲线,则可首先形成等效负荷曲线,然后采用对等效负荷曲线进行削峰的方式把决策周期内的水电计划电量分配给各日负荷的高峰时段,进而确定水电—风电联合系统的运行位置。
显然,如果预测准确,按照上述方式计算所得R
3.2 实际运行环境下的联合调峰运行决策框架
在实际电力系统运行环境中,较为准确地预测日以上时间尺度的风电出力曲线几乎不可能,现有的风电预测技术即使在日内时间尺度上尚具有较大的偏差,因此难以形成较为准确的日时间尺度以上的等效负荷曲线,也就难以利用3.1节所述的方法确定水电—风电联合系统的运行位置。
为此,本文提出了解决方法,包括3方面内容。
1)决策时间尺度的选择:
基于风电中长期时间尺度内发电量较为稳定的特征,选择月作为调度决策周期,利用风电月内日平均出力曲线确定水电—风电联合系统在月内的运行位置和有效调峰容量。
2)风电不确定性风险的规避方式:
为避免因风电日平均出力曲线预测不准确所造成的联合运行末期水电无水可用的风险,采取保守型策略。
3)决策偏差的修正方式:
为避免因采用保守型策略而导致末期剩余过多水电,且为了充分利用新的风电、水电以及负荷信息,采用以周为时间间隔进行滚动决策的方式。
3.2.1 决策时间尺度的选择——以月为决策周期
在大规模风电并网之后,尽管无法准确预测系统内风电在日以上时间尺度内的出力曲线,但统计数据表明,由于自然风的年际波动较小,使得风电在长时间尺度(月、季、年)上的统计特性往往年际差异不大,可通过历史数据进行近似预测。由文献[15]中给出的连续3年的风电场冬季日平均出力曲线可以看出,年度之间的差异不大,具有较高的稳定性。此外,由于风资源自身具有统计性日特性[16],在同一季节的风电日平均出力曲线也具有统计性日特性,因此,联合调峰决策可利用风电在月、季时间尺度上的日平均出力曲线作为决策依据。
另外,水电调度的长期计划一般是以月为单位确定各月月初和月末的水位,以及月内的计划用水量(计划发电量)。在中短期调度时,通常把完成长期计划电量作为约束[17]。
因此,为充分体现风电的统计特性,保证足够的样本,同时兼顾与水电长期计划的协调,本文选择月作为水电—风电系统联合运行的决策周期(显然,由于联合运行时需要根据风电情况协调月内各日的水电发电量,参与联合运行的水电系统应该具有月以上的调节能力)。在确定月内水电—风电联合系统的运行位置时,首先,以月内日平均负荷曲线、月内日平均风电出力(P
由图5可以看出,在其他条件不变的情况下,联合运行位置取决于联合运行时风电对水电—风电联合系统的补充电量(图中斜线所覆盖的部分),但某些时段由于风电出力较大,超过了水电—风电联合系统所承担的负荷,此时超出的部分(图中方格所覆盖的部分,这部分由风电承担)无法对该系统形成电量补充。因此,采用月内日平均风电出力曲线进行决策,会把一些原本无法对水电—风电联合系统形成电量补充的风电出力纳入到补充电量中去,因此在决策时还需要对P
PW1,M,av,e=ηPW1,M,av (4)
式中:P
3.2.2 风电不确定性风险的规避方式——采用保守型策略
尽管风电各月的日平均出力曲线年际变化不大,但依然无法准确预测,现实中只能预测一个分布范围,该情况可描述为:
βDPW1,M,av≤P
式中:P
式(5)表示风电实际月内日平均出力在风电预测月内日平均出力的某个相邻范围之内。
显然,如果风电预测存在较大偏差,用预测的月内日平均出力曲线确定水电—风电联合系统的运行位置时,将导致月末水电实际发电量严重偏离计划电量。特别是,如果风电实际发电情况低于预期发电情况,则会导致水电提前消耗完计划用水量,导致月末无水可用。
为规避末期无水可用的风险,本文采用保守型联合运行策略,即选取一个相对保守的风电平均出力曲线作为决策依据。为此,本文引入了风险因子β,以体现决策人员对该风险的态度。
在实际决策时,可使用βP
PW1,M,av,e=η βP
显然,βD≤β≤βU,当β<1时,表示决策人员是风险规避的,β越接近βD表示决策者对末期无水可用的风险越恐惧;当β>1时,表示决策人员是风险进取的,β越接近于βU表示决策者越不担心末期无水可用的风险。当βD=0且取β=βD时,相当于在制定月内水电调度计划时完全没有考虑风电对调峰的影响,与传统不考虑风电时制定的水电调度计划完全相同,可以保证联合运行不会因平抑风电而造成末期无水可用的风险。
3.2.3 决策偏差的修正方式——以周为时间间隔滚动决策
如果决策过于保守,使所选择的风电预测月内日平均出力βP
为此,本文进一步提出了以月为决策周期、以周为时间间隔的滚动决策框架:每隔一周,根据近期运行情况,对未来一个决策周期(月)内的风电日平均出力曲线、日平均负荷曲线、水电平均日计划发电量进行重新预测和修正,并根据新的结果,重新计算下一个决策周期内的月内水电—风电联合系统运行位置处的功率R
显然,在滚动决策框架下,上一周的水电发电量偏差(周计划发电量减去实际发电量之和)将会被滚动到当前决策下的水电计划发电量当中,因此可减少月末的水量偏差。
4 算例分析
本文以一个简化系统验证所提水电—风电系统联合运行策略的有效性。假设系统中只有一个等值的大型水电厂(多年调节)和一个大型风电场;联合运行的时间周期为冬季某月,月内各周的系统负荷曲线如图2所示;系统内水电月内可用于调峰的最大容量CHmax(等于水电可调容量减去水电强迫出力)占最大负荷的20%,即为2 GW,则可用于调峰的电量为186 GW·h,即月内平均日计划发电量为6 GW·h(利用时间为3 h);系统内风电并网容量占最大负荷的15%,即为1.5 GW,则月内实际风电出力负荷率曲线如图6所示,日平均负荷率曲线如图7所示。
利用图4所示水电调峰运行原理,可计算得出月内不考虑风电时的水电调峰容量为1 200 MW,以最大负荷5%(500 MW)的旋转备用容量计算,负荷尖峰时段火电最小开机容量为8 800 MW(此时旋转备用容量完全由水电承担)。
4.1 理想条件下的联合调峰运行分析
在理想条件下,假设风电预测完全准确,用水电对月内等效负荷进行削峰,可得R
显然,在理想条件下,若月内火电机组不启停,则以8 500 MW作为火电开机容量,以8 400 MW作为联合运行位置处的功率,就可以保证在备用充足的条件下,使得月末水电发电量正好等于计划发电量。同时,该情况下,可确定风电对水电—风电联合系统的有效电量修正系数η=0.8。
4.2 实际运行环境下的联合调峰运行分析
4.2.1 联合调峰运行策略的效果
设调度人员对月内风电平均出力的预测结果为P
显然,上述决策结果比不考虑风电时减少了300 MW的火电开机容量。这意味着,即使采用最保守的运行策略,联合运行依然具有很大的调峰效益。不过,联合运行时运行位置处的功率比理想运行位置处的功率高了90 MW,到月末水电计划电量将剩余15%。
4.2.2 风险系数对联合运行结果的影响
使用上述保守策略且βD 从0到1变化时,R
由图8—图11可以看出:随着预测范围的收窄(意味着预测精度的提高),水电—风电联合系统的计划运行位置越来越接近理想运行位置,火电的最小开机容量逐渐接近理想开机容量,水电剩余电量越来越少,这说明预测越精确,实际运行位置越接近理想运行位置,联合运行对提高调峰能力的效益越大,运行末期偏差越少;而当βD=0时,联合运行的位置与不考虑风电时的运行位置相同,这说明只要βD>0,即只要考虑一部分风电,联合运行总是比不考虑风电时的有效调峰容量大一些,从而可在平抑风电出力日间波动性的同时减少火电开机容量。
需要注意的是,当βD=1.0时,P
上述分析表明,只要风电平均出力曲线的预测范围可以覆盖风电实际平均出力曲线,保守型联合运行方式就可以避免联合运行所导致的运行末期水电无水可用的风险。
4.2.3 滚动决策对联合运行结果的影响
为方便计算,取滚动决策的决策周期为4周(近似为1个月),每隔1周滚动计算下一个4周内水电—风电联合系统的运行位置。为分析滚动决策方式对月末水电偏差量的影响,在连续8周的时间长度上进行了仿真,滚动决策4次。在连续的8周内,假设每周的负荷曲线为图2中的曲线,1～4周的风电曲线取图6中曲线的前28日数据,5～8周的风电曲线与1～4周的风电曲线完全相同,5～8周与1～4周的日平均计划用水量也相同。这样,每次滚动决策时所采用的日平均负荷曲线、日平均风电出力曲线、水电初始计划发电量就完全相同。此外,每次滚动决策时,假设决策者对风电预测数据的风险态度也完全相同。这样,就可以通过滚动计算的结果直观地看出滚动决策对月末水电偏差量的影响。
在每次滚动决策时,需把水电上一周计划发电量和实际发电量的偏差叠加到本次决策时的月计划发电量之上,再平均分配给月内各日,形成新的水电日平均计划发电量。通过连续4周的模拟决策,到第4周运行结束时,水电实际发电量与计划发电量的偏差为4%;而不采用滚动决策时,到第4周运行结束时的偏差为17%。可以看出,滚动决策可以减少月末水电偏差。
滚动决策时,水电—风电联合系统在各周运行位置处的功率为:第1周为8 479 MW,第2周为8 412 MW,第3周为8 409 MW,第4周为8 362 MW。由此可以看出:第1周的运行位置较高,这是因为该周风电日平均出力大于月内日平均出力,导致了较多的水电剩余,这些水电在第2次决策时被平均分配在2～5周,导致第2次决策时的计划水电量增加,因此第2周的运行位置较低;同理,第4周的运行位置也低于第3周的运行位置。
5 结语
为平抑风电的日间波动性,保障火电机组所承担日尖峰负荷的稳定性,减少火电机组开停机,本文提出了在冬季枯水期水电—风电系统日间联合调峰运行的调度策略。
理论分析和算例验证均表明,上述以月为决策周期、以周为时间间隔滚动决策的风险规避型联合调峰运行策略不仅可有效平抑风电出力的日间波动性,使火电机组所承担的日尖峰负荷保持稳定,保障火电开停机稳定性,还可充分利用水电的闲置容量和风电电量进行调峰,提高系统的调峰能力,减少火电机组的开机容量,提高运行经济性。联合运行时,由于需要根据风电情况协调月内各日水电发电量,因此适用于具有月以上调节能力的水电系统。该策略可为调度人员制定中短期调度运行计划提供有意义的参考。
我国核电机组调峰的必要性 篇6
1 要特别重视调峰和备用的困难
电力工业的特点是发、供、用同时完成, 要求连续生产、随时随地保证电力的优质供应。电力需求是不断变化的, 日内、周内、月内、年内以及多年之间都会有很大的变化。因此, 为了保证电力的连续、优质供应, 首先必须有调频和调峰容量, 还要有各种备用容量, 如负载备用、事故备用、检修备用等。随着经济的发展, 人民生活、生产、电气化水平的提高, 电力负荷的变化会越来越剧烈, 对供电的可靠性要求会越来越高, 对供电的质量要求也会越来越严格。这就需要有更多的调节容量和备用容量。如果峰谷差为最高负荷的40%~50%, 备用容量为30%, 再考虑电力系统中的各种受阻容量, 则电力系统总装机容量中调峰和备用容量要达到60%~70%, 能够在基本负荷稳定运行的只有30%~40%。
当前为了应对气候变化, 要大力发展非化石能源, 包括核电、水电、风电、光伏发电以及生物质能发电等, 未来非化石能源电源的比重会越来越大, 在非化石能源电源中, 水电中的径流式电站不能调峰, 有一定调节性能的电站在夏季丰水季为了充分利用水能资源也不能调峰, 风电和光伏发电 (包括太阳能热发电) 也都不能调峰, 如果核电也在基荷运行, 那么非化石能源电源中只有抽水蓄能水电和少量有调节能力的电站可以承担一些调峰、备用任务, 主要的调峰、备用功能仍然要由化石能源电厂来担挡, 这种状况就必然会影响非化石能源电源替代化石能源电源的进程, 甚至造成电力系统运行的困难。
拿加快发展水电、核电、风电和光伏发电来设想2010、2020和2050年的发电能源结构, 如表1所示, 如果核电、风电、光伏发电都不调峰, 再加上夏季水电不调峰, 那么能调峰的电源只剩下火电, 火电只热电联产、冷热电联产, 不能调峰, 从火电中扣除20%, 剩下的火电即使全投入运行, 调峰能力按60%计, 则2010年调峰能力为3.36亿千瓦, 仅占全部装机的36%;2020年调峰能力为5.04亿千瓦, 仅占全部装机的31.6%;2050年调峰能力为5.76亿千瓦, 仅占全部装机的19.2%;考虑水电中有部分抽水蓄能机组参与调峰, 估计2010年可以勉强能满足调峰需要, 从2020年开始调峰能力显然不足, 到2050年调峰能力缺额太大。如果核电能参与调峰, 也按60%调峰能力计, 则2020年调峰能力为5.52亿千瓦, 占全部装机的34.5%, 加上抽水蓄能机组, 基本可以满足需求;到2050年调峰能力为7.56亿千瓦, 占全部装机的29.2%, 如果加上抽水蓄能机组并再增加一些核电机组, 那么调峰能力有可能满足需求。如果夏天调峰能满足需求, 冬季加上常规水电站参与调峰, 则调峰情况会比夏季好。
单位:亿千瓦
如果按照西北电网公司提出的, 风电、光伏发电基地每增加1千瓦, 需要有2千瓦煤电“陪伴”, 那么2010年总装机应为10亿千瓦, 火电相应为7.6亿千瓦;2020年总装机应为19.4亿千瓦, 火电为13.9亿千瓦;2050年总装机为51亿千瓦, 火电为33亿千瓦。这样, 电力系统调峰是可以解决的, 但化石能源电源的装机比重仍然很大, 2010年为76%, 2020年为71.6%, 2050年也达到64.7%。解决好调峰容量之后, 又会出现基荷容量偏高, 风电、光伏发电要担基荷, 调峰容量没有一定的基荷也难运作。
从上面分析可以看到, 在加快非化石能源电源的发展中, 水电达到表1的规模已经是水电的极点了, 水电不可能进一步增加。需要考虑的是多搞核电, 还是多搞风电、光伏发电?从电力系统运行来讲, 如果核电能调峰, 那么多搞核电比多搞风电、光伏发电有利, 多搞核电可以抑制化石能源电源的增长。综上所述, 核电调峰对于优化电源结构, 对于加快非化石能源替代化石能源都具有举足轻重的作用。
2 远期调峰、备用问题更突出
现在研究能源发展战略一般不超过2050年, 从目前情况来看, 到2050年化石能源电源还不可能完全退出, 但2050年以后到2100年, 很可能化石能源电源要完全退出能源领域, 非化石能源电源要占据总电源的100%, 那时能作为电力系统的调峰电源就更为紧张。调峰、备用电源需要考虑以下出路:
(1) 由水电和核电作为主力调峰、备用电源。用水电作为调峰电源是毫无疑问的, 关键在于水电的数量有限, 经济可开发水电不过4亿千瓦左右, 有的专家认为最大开发规模为经济可开发规模的60%, 那么只能开发3.6亿千瓦, 2050年时只占总装机容量的12%, 扣除径流式水电和基本无调节能力的小水电, 再考虑丰水期水电要沉到基荷运行, 不能承担调峰任务, 枯水期有一定调节能力的水电站可承担调峰、备用任务, 但占比太小, 不能满足电力系统调峰需要。如果核电能承担调峰、备用任务, 那么核电应当成为电力系统一年四季调峰、备用的主力军。
(2) 将随机性、间歇性电源实施储能调峰。风电、光伏发电、潮汐发电等非水电可再生能源发电大多属于随机性、间歇性电源, 不能适应正常的电力用户的用电需要。为了弥补电力系统中调峰、备用容量的不足, 应当将随机性、间歇性电源实施储能调峰。目前储能调峰比较现实的是抽水蓄能电站储能, 不过未来要求为大规模的风电、光伏发电等非水电可再生能源储能用的抽水蓄能电站, 应当有别于目前为配合火电、核电而兴建的抽水蓄能电站。未来的抽水蓄能电站要求有巨大的调节能力, 最好能实现不完全年调节、年调节、甚至多年调节;要寻找大库容的抽水蓄能电站的难度比较大。其次储能措施蓄电设施, 要求建设有巨大蓄电能力的储能设施。三是将随机性、间隙性电源转换成氢能储存, 氢能可以作为燃料或者用于燃料电池发电, 这就需要解决好氢能的储存和运输问题。所以从长远来看储能调峰、储能备用任务繁重。
(3) 实施用户的用电管理。调峰、备用不仅要从供应侧来解决, 还应当考虑从需求侧来解决。近20年的研究表明, 当电力消费达到一定水平之后, 由供应侧满足不如由供应侧和需求侧共同来满足用电需求来得到经济合理。经济发达国家从20世纪90年代已经开展了电力需求侧管理, 到21世纪初已经提出需求响应。在美国加州, 由于电力体制改革措施不周, 发生严重电力危机时, 采用需求响应, 很短时间里解救了电力危机。采用需求侧管理和需求响应, 可以抑平电力需求曲线, 可以把电力备用设置在用户一侧, 这样就可以减少调峰和备用容量的需求, 大大减轻电力系统调峰和备用的压力。
从上面的分析可以看到, 远期电力系统的调峰、备用要依靠水电、核电调峰、储能调峰和实施用户用电管理等多种措施来满足。
3 关于核电调峰、备用的可行性分析
从上面的分析可以看到, 从加快非化石能源电源的发展以及从远期化石能源电源要退出发电领域来看, 核电承担调峰、备用是非常必须的, 那么究竟核电能不能承担调峰和备用的任务呢?张禄庆的文章告诉我们常规核电承担调峰、备用是可能的。
从技术上说, 目前“所有的核电反应堆均有根据电网需求调节其功率, 亦即负荷跟踪的能力, 但实际上真正能有效且安全地实现负荷跟踪的反应堆类型只是有限的少数。反应堆通常利用向反应堆内插入或抽出控制棒来加速调节其功率。大多数压水堆机组均能在30%~100%的功率范围内以每分钟1%~3%的速度进行负荷跟踪。特殊情况下, 在有限的范围内调节速率也可以达到每分钟5%甚至10%” (张禄庆语) 。这些情况说明我国已建成的核电压水堆机组的调峰、备用性能是很好的, 甚至优于燃煤的火电机组。但考虑到核电的固定资产成本总是比火电厂高, 再加上建设周期长, 还贷压力大, 因此在可能条件下, 核电厂都倾向于基荷运行, 使核电机组能够多发电, 多收益。这就是说, 从技术上分析, 核电机组是可以承担调峰和备用的, 但从经济上考虑, 核电机组在可能条件下都在基荷运行, 不承担调峰和备用。
从法国的核电运行来看, “现今法国核电装机容量已达80%左右, 大多数核电厂必须有段时间降功率运行。一些机组必须有足够的负荷跟踪的运行灵活性, 以保证电网的稳定” (张禄庆语) 。应当说, 法国的核电已为世界各国做出了示范, 常规核电机组承担调峰和备用是可行的。
虽然常规核电承担电网调峰、备用是可行的, 但是核电公司总是提出种种理由要求核电机组在基荷运行, 承担基本负荷。这种要求对核电发展不利, 对非化石能源电源发展不利, 对于电力工业结构优化不利, 对于电力系统安全稳定运行不利。
核电要求在基荷运行的理由之一是:“总体来说, 核电的固定资产成本总是比火电厂的高, 再加上建设周期长, 其建设可行性研究都是在机组作为基荷运行的前提下进行的, 而且考虑的运行时间也比火电机组高得多, 即使如此, 还贷压力仍然很大, 这些核电厂倾向用于基荷运行的根本原因。”这就是说核电要求在基荷运行的根本原因在于经济, 而这个问题可以用改变电价计价方式来解决, 如基荷上网电价低, 峰荷上网电价高;上网电价实行容量电价和电网电价, 使核电机组承担基荷和承担调峰、备用能获得大致相同的收益, 同样可以满足核电机组归还贷款的能力。在过去可以将调峰任务推给火电机组是合理的, 但随着非化石能源电源比重的增加, 火电机组大大减少, 甚至完全退出电力系统, 调峰任务已无处可推, 经济问题给予合理解决, 核电机组应当承担起调峰、备用任务。
核电要求在基荷运行的理由之二是:“由于一座核电厂的停止运行, 特别是其计划停闭, 会对电网运行产生冲击。作为一个世界通行的经验规律, 对任何电网均不建议其中的某一核电电源点的容量超过该电网总容量的十分之一。”因此可以由其他十分之九的机组来担负调峰、备用。由于我国要加快发展核电, 这一条经验规律必然要打破。特别是我国核电主要集中在东南沿海地区少数省市, 如浙江、广东, 因此全国核电比重不算大, 但个别省市的比重较大, 而且东南沿海地区是“西电东送”、“北电南送”的受电地区, 当地的支撑电源比较少, 所以目前建设核电地区需要利用核电调峰、备用。
核电需求基荷运行的理由之三是:“现在我国电网已基本实现全国相连, 电力调度比过去容易。跨出省际界限, 在地区范围内寻找合适的调峰机组应当不是难事。”前面已经说过了, 未来要淘汰化石能源电源, 如果核电机组不调峰、备用, 只有部分水电机组和抽水蓄能机组可以承担调峰、备用, 电力系统的调峰、备用能力捉襟见肘, 寻找合适的调峰电源并非易事。对于电力系统来说, 即使在其他省区可以找到合适的调峰电源, 要利用输变电设备远距离输送调峰、备用容量, 投资和运行费用太大, 所以调峰、备用以就地解决为宜。
核电要求在基荷运行的理由之四是:“除少数极个别国家外, 大多数国家的核电厂仍然是作为基本负荷电源点运行, 负荷跟踪是相对特殊的运行方式。”意思是中国核电应当随大流, 让核电在基荷运行。问题在于中国国情特殊, 中国没有能够完成第一次和第二次能源大转换, 中国目前以煤为主的能源结构、电源结构要想转换成油气为主的能源结构和电源结构难度可想而知, 但还是应当努力提高天然气和核电的消费比重, 中国的这种能源和电源结构转换, 与许多发达国家和发展中国家有相当大的差距, 不允许中国核电随大流, 也不允许核电在基荷运行。
中国核电要求在基荷运行的愿望并不合理, 从中国能源、电力工业的实际出发, 中国的核电应当下决心来承担调峰和备用, 只有这样, 中国的核电才能有大发展。
关于核电承担调峰和备用, 还有一个重要问题是:不仅目前正在运行和正在建设的二代和第三代核电机组要承担调峰和备用, 第四代核电—快堆和第五代核电聚变堆, 也应当承担调峰和备用。未来核电的大发展, 寄希望于快堆和聚变堆, 如果快堆和聚变堆不能用于调峰和备用, 那么用于调峰的核电容量仍然十分有限, 不能满足电力系统调峰和备用的需要。
4 要尽快落实调峰、备用政策
张禄庆的文章中, 最后强调经济效益问题是完全符合我国电力工业市场化改革的方向的。张禄庆说:“虽然各国国情不一样, 结论也可能会各不相同, 但归根到底还是在于经济利益。日本和法国的一大特点是电力公司同时拥有核电和常规电源。从电力公司的角度来说, 何种机组参与调峰无所谓。中国情况不一样, 现有的核电公司几乎都不拥有常规机组, 的确有个经济效益问题。”这就是说调动各类发电机组担负调峰、备用积极性, 可以有两种办法:一是仿照日本和法国的电力工业体制, 对电力工业实行垂直垄断管理, 发电、调峰、备用由一个电力公司负责;二是厂网分开, 各类发电厂分别经营管理时, 必须制订鼓励调峰、备用的电价制度。对于我国的电力工业体制来说适用于第二种办法, 要尽快落实调峰、备用政策。
国家发改委制定的《上网电价管理暂行办法》中规定“上网电价管理应有利于电力系统安全、稳定运行, 有利于促进电力企业提高效率和优比电源结构, 有利于向供需各方竞争形成电价的改革方向平稳过渡。”按照这个原则, 办法还规定了“竞争上网前的上网电价”要逐步实行峰谷分时、丰枯季节电价制度。“竞争上网后的上网电价”对参与竞争的发电机组主要实行两部制上网电价。还规定了有偿辅助服务, 要专门制订有偿辅助服务管理办法。这些规定都是科学合理的, 目前的问题是电价改革落后于电力体制改革的进程, 调动不了调峰、备用的积极性。
输气管道干线末段储气调峰研究 篇7
一、管道储气的调峰原理
众所周知,输气管末段的门站处,天然气的供应量瞬息万变,其中在城市用气的问题上,将会出现每日、每月、每个季度的不均匀的用气规律。由于供气量的忽高忽低,即有了用气量的高峰段和低谷段。但是供气量和用气量的变化却不能等同起来,又有各自差异。调峰的关键就是在用户供给充足的条件下协调用气和供气的不均衡。下图给出了输气管末段用气量的变化曲线。
从图中我们可以看出,0:00-7:00 是用气低谷,平均小时供气量均大于用气量,此时段管道即可以用来储气,从而表现出的是系统压力逐步升高,甚至达到最高点。7:00-21:00 是用气高峰,平均小时供气量低于平均小时用气量,不够的气体由末段中积存的气体来弥补,表现出的是系统压力逐步下降,直至最低点。之后又开始了周而复始的循环,而末段的压力和流量也在随城市耗气量的多少而时刻变化着,使得管道运行处于动态变化中。我们可以利用在规划建设的诸多输气管道,在满足其输气要求的前提之下,适当增加管道的长度和直径,使得其具备一定的储气能力。我们可以将其分为两类,一个是利用分输站间的长输管线末段储气,另一个是利用敷设在城市的高压管道末段储气。长输管线的末端储气仅局限于管道的末段,而城市敷设的高压管线应用则更为广泛,利用高压管线末段储气是利用了末段管径小,承压能力强的特点,进而可以节省地下施工量和减少占地。既可以满足管道储气的功能,又可以用来储气,反而无需增加多余的费用,岂不为一举多得,经济方便。只是在应用储气作用时,还需要根据管网的敷设形式,长度和允许承压来确定,不得一概而论。
二、调峰量的确定
1. 实时调峰量
考虑到大多数居民、工业用户和商业性用户、饮食业在工作日和非工作日的用气量的差别很大,但是以周、月为周期的用气规律变化实为明显,从而可以根据周、月用气量来计算储气系数更为合理,可凭每月的用气量作为依据。
2. 季节调峰量
把以每个季节为周期的余气量加以储存,可以作为气体的补充气,用以在供小于求时使用,使之整体达到一种供需平衡的状态,这就是季节性调峰。而储气系数对于正确规划储气量是尤为重要的,若系数过小,无法起到调峰作用,系数过大,建设费用增加,资源不能合理利用。其中规划年份中的供大于求的月不均匀系数对储气系数的影响尤为关键,季节性调峰的容积系数的计算式为:
各参数的含义A:储气容积系数;ki:k>1的月不均匀系数;kj:k<1的月不均匀系数。利用给出的同级城市的月不均匀系数、该地区的用气特点和发展前景共同规划该地区的月不均匀系数。
3. 事故性调峰
实际供气过程中,极有可能会发生因为施工或者自然损坏导致的管道破裂、设备故障,使得正常输气无法进行,下游的供气量将会受到极大的影响。因此,要充分考虑输气过程中的事故性调峰,此时将需要进行输气系统的调配,减少大型企业的用气量来保障居民正常用气,方才度过事故阶段。
三、管道末段储气量的计算
1. 管线末段储气遵守原则
(1)用气高峰阶段时,输气管道末段应该能够全部释放积存的气体,用气低谷阶段时,末段能够积存所有多余的气体。而且管道的最大压力不得超过所用压缩机的最大承压,且在压缩机的允许功率范围内。(2)对于城市输气而言,最后一个门站的出站压力必须在压气站的工作压力范围之间,且充分考虑管道的承压能力。(3)输气管网末段的最终压力要符合城市配气要求,即要高于配气管网的最小允许压力。
2. 末段工况特征
(1)在管道调峰的储气过程中,末段管道的起点和终点的压力都处在增加的过程中。(2)在管道调峰的供气过程中,末段管道的起点和终点的压力都处在降低的过程中。(3)输气管道末段终点流量是变化的,但是起点流量和其它各段相同。
3. 末段储气量的计算
城市用气量是瞬时变化的,此时气体的压力、温度、流速、密度等物性都处在变化之中,即处在非稳态,利用稳态计算法,实验结果小于实测数据的10%,即采用稳定流态计算法就能满足储气要求,且结果十分可靠。
管道起点的最高压力为P1max,管道终点的最高压力计算式为:
管道的末段的平均压力为:
管道起点的最高压力P2min,计算起点的最低压力为:
注:储气开始时,终点最低压力应不低于配气站要求的最低供气压力;储气结束后,起点的最高压力应不超过最后一个压气站的最大出口压力或管路强度,则P2min,P1max均为已知。
末段储气能力的计算;
初始时的储气量:
终了的储气量:
管道末段的储气量:
各参数的含义:Ppjmax:末段管道平均最高压力;Ppjmin:末段管道平均最低压力;P1max:末段管道起点最高压力;P2max:末段管道终点最高压力;P1min:末段管道起点最低压力;P2min:末段管道终点最低压力;Z:天然气压缩系数;T:管道内气体平均温度;T0:工程标准状态温度;P0:工程标准状态压力;LZ:末段管道长度;D:管道内直径;Q:输气量稳定流量;λ:管道水力摩阻系数;Δ:天然气相对密度。由上式可以得出,管道储气量取决于管压、管径、管长和供气量的大小,我们可以通过这几个量对储气方案进行优化设计。要提高管道的储气能力,我们可以运用提高起始压力,增加管长,增大管径等方式。
结语
目前解决日不均衡供气最行之有效的方式就是管道的末端储气,我们应该着重分析影响储气能力的各种因素,对因素间的关系加以研究,方能选择出最合适的工艺参数和管道的结构,并进行优化设计调整。
由图我们可以得出管道的储气量是随用气量的变化而变化,然而变化趋势相反,且滞后于用气量的动态变化。储气能力与起终点压力的选择息息相关,由实践证明,起始端的压力越大越好,而重点的压力确是越小越好。
针对输气过程中的不稳定工况应该加以重视,其来自于供用气的不平衡和管路设备故障,对于整个管道的安全和动态平衡的影响甚大。为了针对不稳定工况提出事故自救方案和对策,我们应该分析并模拟各种可能出现的不稳定工况,对各参数变化加以量化,保障用气的均衡性。
参考文献
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