华 北 电 力 大 学
毕 业 设 计（论 文）开 题 报 告
题目： 华北电网发电机组的调峰能力研究
学生姓名： 学 号： 所在院系： 专业班级：
指导教师： 职 称： 教授博导
2010 年 04 月 15 日
一、选题背景和意义
覆盖华北部分地区和山东省的华北电网是我国五大区域电网之一，由京津唐、河北南部、山西、内蒙西部和山东电网五个分电网组成。华北地区包括北京、天津、河北、山西、内蒙5个省、市、自治区，是我国重要的综合性工业基地和政治、经济、文化、贸易中心，其地理位置十分重要。华北地区煤炭资源丰富，水资源严重缺乏，水电资源少。
华北电网包括京津唐网、河北南网、山西电网、山东电网以及内蒙西部电网，电源结构以火电为主。
至2009年底，华北电网网调以及各省调直调装机容量达170780.15MW，其中火电160990.4MW，占总装机容量的94.26%；水电（含抽水蓄能电厂）5629.9MW，占总装机容量的3.30%；风电4159.85MW，占总装机容量的2.44%。09年华北电网最大负荷和峰谷差分别为134817MW、46195MW，同比分别增长18.24%、46.03%。华北电网共有电厂279座，其中燃煤火电厂212座，风电48座，水电厂12座，燃气电厂7座；火电机组632台，水电机组37台，风电场48座。
2010年华北电网主要计划投产项目：新增统调装机容量24958.4MW，其中常规电源19760.2MW（火电机组67台），风电5198.2MW（风电场74座）。
从上面的数据明显看出：华北电网火电机组占大部分，能够担任调峰任务的水电机组和燃气机组严重缺乏，华北电网电源配置严重不合理。华北地区动力资源和引进区外电力有限的特点，决定了今后电网电源建设仍以火电为主，加之峰谷差的急剧增长，使得调峰问题的解决更加迫在眉睫。
对华北电网发电机组的调峰能力进行剖析，找出其中的不足以及解决方案，这样才能给华北地区提供安全、优质、可靠的电能，保证人民的生产生活能顺利进行。
二、国内外研究现状
1、国内调峰方式及其存在的问题
通过对国内外对调峰的手段的研究，结合华北电网的实际情况，华北电网可供调峰的电源主要有：燃煤火电、区内外常规水电、抽水蓄能电站和燃气（轮）机组等。
1. 大型火电机组参加调峰，主要采用以下3种方式[7]：
（1）低负荷运行方式：以改变机组负荷来满足系统调峰需要的运行方式。它是一种传统的调峰方式，为了增加可调出力，机组尽可能在允许的最低负荷下运行。最低负荷的主要限制因素是锅炉的最低稳燃负荷。实际可供采用的低负荷调峰方式有3
种：定压运行方式、滑压运行方式和复合滑压运行方式。变压运行使机组具有良好的变负荷能力。机组变压运行时，由于温度变化较小，热应力和热变形都不大，延长了设备的使用寿命，同时相应提高了机组迅速增减负荷的能力，从而使机组具有适应调峰的性能。但是，由于抽汽压力随负荷变化而变化，各加热器和 滑压运行的除氧器会出现压力温度的波动，产生疲劳损伤。
（2）两班制运行方式：机组根据电网日负荷曲线的分配规律，白天正常运行，夜间电网负荷低谷时停机6～8 h，次日清晨热态启动，机组重新并网。两班制调峰方式的优点是夜间停机后监护简单，机组可调出力大，调节电网负荷的效果显著，在西方国家被广泛应用，我国在100 MW，l25 MW，200 Mw 机组都做过两班制试验。缺点是运行操作复杂，主、辅机启停频繁影响设备的寿命，且极热态启动时，参数要求极为严格，运行人员控制较难，安全因素较低。
（3）少汽无功运行方式：在夜间电网负荷低谷时将机组负荷减至零，但不与电网解列，吸收少量电网功率，使机组仍处于额定转速旋转热备用的无功状态。与两班制相比，调峰幅度相同，但耗能却要高出很多，所以现在较少采用。
2. 水电机组调峰的优点
水电机组具有操作灵活方便、启停迅速、且一般来说带负荷的速度不受时间的限制等优越性[4]。如一台200MW水电机组从启动、并网到带满负荷可在2~5min内[5]完成，而相同容量的火电机组，在相同的条件下，冷态需要5~8 h，热态需要1~2小时,冷态启动的火电机组所需燃料费用每次约在80万~100万左右，而水电机组基本无需燃料费用。故水电机组作为调峰的主要手段，无疑是合理的。
从解决以火电为主的华北电网的调峰问题分析，抽水蓄能电站[1]是最经济的。抽水蓄能机组的调峰幅度可达200％，这是其他类型的机组所无法比拟的。例如建设一座1000MW的抽水蓄能电站，可以解决2000MW的峰谷差；而用煤电调峰，即使按50％的调峰幅度考虑，也要4000MW才能达到与之相应的调峰效果，抽水蓄能电站的调峰优越性显而易见。此外，从运行角度看，电网中配置经济合理规模的抽水蓄能电站可以减少已有煤电机组的调峰幅度或启停次数，可使煤电机组处于经济位置运行，减少单位煤耗，从而减少整个系统的煤耗量。这种整个系统的煤耗量的降低，完全可以弥补抽水蓄能电站本身的循环损耗，从而使整个系统的运行更加经济。
3．燃气轮机机组调峰
燃气轮机[2]发电机组能在无外界电源的情况下迅速起动，机动性好，在电网
中用它带动尖峰负荷和作为紧急备用，能较好地保障电网的安全运行，所以应用广泛。与燃煤火电机组相比，燃气轮机具有调峰性能好、投资省、建设工期短、可建设在负荷中心等优点，但又具有燃料贵、效率低等缺点。从整个华北电网的观点考察，合理的燃气轮机容量比例能使系统具有很好俄经济效益。
2、国外电网的主要调峰方式
西方发达国家为了解决电网的调峰问题，提高电网的安全稳定性，大都从电网的结构设计、网内机组构成比例以及消费者用电政策等方面综合考虑，来化解电网的供需矛盾，尽量缩小电网峰谷差，这样不仅有利于电厂运行经济性的提高，而且有利于电网的稳定与安全。
（1）建设和改建水电机组。随着全球气温变暖以及用电结构变化等一系列因素的出现，电力系统的调峰问题变得相当突出，电网应该能够在最大限度地满足用户侧实时电力需求的同时，以较低的发电成本和环境负担来保证输出周波的稳定，这就要求以建设调峰能力大且环保经济的抽水蓄能电站为主。因此，现在世界各国都在改建原设计容量小的水电站，原装机容量1974Mw，平均年发电量1416TW ·h，年利用时数为7400 h，改造后装机容量为10560 Mw，为原设计容量的5倍，大大增加了调峰能力，而年发电量只增加了31．5％，年利用时数降低到2000 h以下。
（2）抽水蓄能电站建设。抽水蓄能电站兼有调峰与填谷的双重功能，调峰幅度大，是国外最常见的一种电网调峰方式。美国蓄能式水电站的最大容量为1000MW，单机最大容量为250~348 MW。另外，通过建设抽水蓄能机组、蓄能电站和电网需求侧管理等手段的综合使用，可以大大地降低电网峰谷差，有效缓解电网的供需矛盾。
（3）增加网内调峰机组的容量，例如开发水电机组、增加燃气轮机组或专为调峰运行设计的火电机组等。从20世纪70年代开始，国外为了适应电网调峰的要求，设计制造投运了一批大容量带中间负荷作变压运行的火电机组（如美国马丁斯溪电厂亚临界850 MW机组、德国肖尔芬电厂亚临界680MW机组），都是能适应电网调峰要求的机组，这些机组的变负荷速度一般可以达到（6％～7％）／min，最低负荷达25％~30％，为了适应这种变压变负荷运行以及频繁启停的要求，一般采用螺旋形管圈交流锅炉和复合循环锅炉。
（4）开发能带中间负荷的蒸汽一燃气联合循环机组。蒸汽一燃气联合循环电厂与同容量的火电厂相比除具有投资省建设周期短、用水少、占地面积小、热效率高等优点外，同时兼有启停方便、适合于带中间负荷的特点。
（5）扩大电网的容量或相邻电网之间的互连，是解决电网调峰问题的一种手段，例如，北美地区美加大电网，西欧大电网及日本南北电网的互连。通过增加容量或电网互连可以增大突变负荷的平衡能力，增大系统的抗扰动能力。
三、设计（论文）的主要研究内容及预期目标
主要研究华北电网发电机组的调峰能力， 对华北电网发电机组按容量和种类进
行分类，通过研究典型机组的调峰能力，估算出华北电网总的调峰能力，结合已知的华北电网的最大负荷和最大峰谷差，算出华北电网调峰容量缺额，找出解决方案。
四、工作进度安排
1、4月1—4月15，查阅相关文献及资料，熟悉华北电网调峰现状及调峰中存在的问题，完成开题报告；
2、4月16--4月18，统计2009年底华北电网机组组成，即华北电网具体有多少台多大容量等级的燃煤机组（分供热和不供热）、水电机组、燃气轮机机组；
3、4月19--5月11，通过剖析不同机组（燃气轮机机组、燃煤机组、水电机组）各个等级（100MW、300MW、600MW等）的调峰能力（包括技术调峰和实际调峰），然后从局部到全局，估算出华北电网现有的最大调峰能力；
4、5月12--5月20，通过已知的华北电网的最大负荷和最大峰谷差以及最大调峰能力，算出调峰容量缺额，结合华北电网实际情况，给出可行性解决方案。
5、5月21—6月1，翻译英文文献4000字； 6、6月2—6月20，撰写论文并准备答辩。
五、参考文献
[1] 李臣.华北电网抽水蓄能电站开发建设前景展望.北京国电水利电力工程有限公司，2002 [2] 王怀忠.西气东输与燃气轮机调峰发电.江苏省淮阴市节能技术服务中心，2001 [3] 张少华，程道平.上海电网发展燃气轮机调峰的系统规划与优化.上海，1996 [4] 李正湖.西北电网中水电调峰问题.能源部西北电业管理局，1992
[5] 刘永奇.华北电网利用十三陵水电机组“黑启动”调度试验.华北电力调度局，2007 [6] 陈珩.电力系统稳态分析.北京：中国电力出版社,2007
[7] 吕学琴，刘刚，黄自元.电力调峰方式及其存在的问题，《电力系统工程》2007年第5期 [8] 张建平，周伟，张啸虎.华东电网调峰资源统筹利用研究，《华东电力》2009年第5期 [9] 马涛，王九蕴.山西电网调峰能力研究，《山西电力》2009年第A01期 [10] 李冰寒，孙自安.陕西电网调峰能力分析，《陕西电力》2009年37卷2期
[11] 文峰，支妍力.江西电网调峰分析，《江西电力职业技术学院学报》2006年19卷1期 [12] 相辉，张磊，王继明，朱银磊 .河北省南部电网调峰问题分析，《河北电力技术》2008年27卷6期
[13] 吴东平，杨晓谨.电网调峰运行问题的探讨，《中国能源》2006年第2期
[14] 黄学政，陶俊杰，吕守维.电网调峰方式探讨，《山东电力高等专科学校学报》2004年7卷4期
[15] 李林峰.广西电网调峰问题分析，《广西电力》，2003年26卷1期
[16] 刘江平，汪红波.湖北电网调峰分析与建议，《科技进步与对策》，2003年20卷51期 [17] 陈浩，李战鹰.广东电网调峰分析，《广东电力》，2001年14卷2期 [18] 李伟，李剑锋.抽水蓄能电站发展综述，《吉林水电》，2008年7期
六、指导教师意见
指导教师签名：
年 月 日
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