度电成本

为实现高比例新能源电力系统发电和消纳成本的计算，基于传统的风力发电平准化度电成本模型，首先构建了计及风电并网导致的辅助服务费用和风电低碳效益的系统平准化度电成本模型和考虑渗透率的风电装机容量变化关系模型，进而以风电的出力序列为纽带打通这2个模型，将满足渗透率要求的最小风电装机容量设为输入参数，量化风力发电的系统平准化度电成本，实现对不同渗透率场景下风电系统平准化度电成本测算。最后，通过算例分析，研究了4种典型渗透率场景下风力发电系统平准化度电成本的变化，并绘制了考虑不同渗透率的风电系统平准化度电成本变化曲线图。结果表明，调峰成本对风电渗透率变化最为敏感。所建模型可有效应用于不同渗透率场景下风力发电成本的计算，为区域风电并网的合理规划和成本管控提供支持。

为解决数据中心高能耗、高碳排放的问题，提出了一种考虑风光荷时空互补的绿色数据中心“风-光-储”多种能源多目标容量配置模型。首先，根据数据中心的时空转移特性及储能设备的运行特性，建立绿色数据中心多能架构中灵活性资源的数学模型。接着，在数据中心与储能的灵活性运行基础上，提出一种源荷互补性指标来描述源荷间的供需差异，并以平均度电成本与供需差异最小作为优化目标建立容量优化配置模型。最后，采用风电、光伏的全年出力预测数据进行模拟，利用Benders算法对容量配置模型进行求解，得到各数据中心的最优投资建设方案。算例分析验证了所提模型的有效性，结果表明引入新能源-储能供电以及数据中心时空灵活性能够降低用电成本，并提高了新能源的渗透率。

建立合理的分时电价机制是以度电价格信号激励用户提供负荷灵活性的重要手段，也是直接影响用户电力成本的关键政策。近年来，随着新型电力系统加快建设，中国各地区相继优化调整了分时电价政策。在梳理分时电价政策最新调整情况的基础上，构建了基于双重差分法计算分时电价对用户度电成本净影响的模型，并对双重差分法得到的政策效果系数进行解耦，通过多元回归模型得到分时电价机制对度电成本的作用机理。基于2022年与2023年7月多地区已执行和未执行分时电价的不同电力用户的真实度电成本数据，分析了分时电价对各地区、各类别、各电压等级用户的政策效果与基本规律，验证了系数解耦回归模型的准确性。最后，基于该系数解耦回归模型，分析了不同价比关系下分时电价政策对商业用户度电成本的影响，并发现适当的尖峰、峰段电价的价比关系可以实现度电成本的最小化。

在海上风电大规模、中远化的新发展趋势下，对分频输电系统与其他输电系统的经济性进行了对比分析。基于分频输电系统全生命周期，建立了综合考虑初始资源投入、运行损耗、日常维护、废置处理和应缴税金的分频输电系统平准化度电成本经济性评估模型。以某海上风电场为例，分析了分频输电的经济区间和多场景下经济性变化趋势，结果表明：对于500 MW海上风电场，其经济区间在80～250 km，经济区间较为稳定且在多场景下经济性均优于传统输电系统。

为解决我国新能源发电产业扩张引发的弃风弃光问题，引入氢储能系统与风能、太阳能光伏发电配合，构建新能源综合发电项目。为解决预算赤字问题，提出碳减排市场(carbon certified emission reduction, CCER)与综合项目结合，构建市场交易模型。为评估项目平准化度电成本(levelized cost of electricity, LCOE)，基于现有风、光发电基础，引入氢储能系统成本和“氢-电”收益、氢能收益、氧气收益、碳排放收益，建立优化的平准化度电成本(optimizing levelized cost of electricity, OLCOE)模型。以我国西北某省风、光电厂为例，设定3种盈利情景，计算项目的OLCOE。选取符合实际效益的模型，以传统燃煤上网电价为新能源上网电价，在不同氢能和碳排放定价下进行敏感性分析，深入研究综合发电项目的盈利能力。研究表明：多市场辅助对新能源综合发电项目的发展不仅增强其盈利潜力，还能补偿高额的建设成本，从而提高项目的可行性。此外，可持续发展政策的有效实施和技术的进步也将进一步推动项目的未来发展。

近年来，随着国内风电持续大规模开发，新增装机容量逐年刷新，根据中国风能协会发布的数据，2015年中国（台湾地区除外）新增安装风电机组16740台，新增装机容30753MW，同比增长32.6%；累计安装风电机组92981台，累计装机容量145362MW，同比增长26.8%，新增装机和累计装机均居全球第一。国电集团推进“以大力发展新能源引领企业转型，以建设创新型企业推动发展方式转变，建设一流综合性电力集团”的发展战略，产业布局和电源结构持续优化，新能源发展独具特色，截至2015年底，风电装机达23030MW，位居世界第一。国电联合动力2015年新增装机3060MW，占2015年新增装机10.0%，排名第二。截止2015年底，联合动力累计装机16240MW，占全国累计装机容量的9.9%。为了落实国电集团的战略部署，满足低风速风电市场需求，联合动力结合当前发展阶段的实际情况，坚持创新驱动发展，集中精力打造低风速风电产品。为强有力支撑单位千瓦扫风面积更大、度电成本更优的低风速风电机组开发，联合动力势必将攻克一批核心关键技术，这其中包括系统仿真和测试平台建设、降载优化和降本减重等关键技术，不断降低机组度电成本，提升市场竞争力，为国电集团继续巩固风电优势，发挥服务和保障作用。为此，联合动力在国电集团和国电新能源技术研究院的领导下开展了本项目《基于1.5MW和2MW风电机组的柔性多体动力学系统模型验证及降载技术研究》。

风力发电机组变桨距控制系统（简称变桨系统）是实现风力发电机组控制和保护的重要装置，是风机停机的主刹车系统。目前风电机组叶片不断增长，机组容量大型化以及海上风电的发展，华电天仁公司原有基于低压交流伺服和异步电机技术的变桨系统方案已不适应市场需求。在坚持原方案安全性能高等优点的基础上我们研制出基于一体化控制器和永磁同步电机技术的变桨系统，并且在行业内最先实现产业化，目前本方案已成为市场主流。另外，在产业化过程中已逐步实现了核心部件如一体化控制器，永磁同步电机、超级电容的国产化和自主化，系统成本进一步优化，已形成了稳定可靠的供应链。 本项目目前获得授权发明专利5个，申请发明专利20个；获得授权实用新型专利21个，申请实用新型专利8个。在经济指标上，本项目致力于降低机组度电成本，助力国内风电产业发展。风电作为能源转型的主力军，降低其全生命周期度电成本是决定风电能否健康持续发展的重点。根据国家规划，2020年要实现风火同价，这是风电产业的机遇和挑战。应用本技术方案不仅在建设阶段大幅降低变桨系统造价超过10%，而且运行维护阶段凭借优质的服务体系能大幅压缩机组因变桨系统引发的故障次数和停机时间，保证机组更好的可利用小时数。正是因为受到华电天仁带动的变桨技术路线国产化自主化，全球最大的电动变桨系统供应商MOOG已于2018年宣布退出中国市场；全球第一台电动变桨系统的生产企业SSB被迫改变市场策略，由变桨系统供应商转为变桨关键部件提供商。

该项日属于风力发电领域。近年来风电投资热情持续高涨，风电项日的快速增长引发了严重的风电电价补贴拖欠问题，目前国家财政已累积亏欠风电补贴达1100亿元，2020年将超2000亿元。由于风电技术的进步和风电机组大部件供应链的不断成熟，风力发电的单位度电成本也在逐步下降，风力发电去补贴，实现“平价上网”已成必然趋势。本项目通过风力发电机组共平台模块化设计及塔筒定制化设计理念、风电机组整机仿真及整机一体化设计、非线性防超速降载控制策略、高适应性的整机吊装方案设计等技术的攻关和突破，研发了满足一系列覆盖高、中、低风速并能够满足“平价上网”要求的大兆瓦风力发电机组，提升了风电机组的市场竞争力，提高了“平价上网”项目整体解决方案的水平。项目共取得授权专利52项，其中发明专利35项，实用新型专利17项，整体技术水平达到国际先进。