2026年 第48卷 第5期    刊出日期：2026-05-25

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储能技术

抽油机井群生产井场的风光储容量配置优化

景霖茹, 檀朝东, 陈培堯, 冯钢, 汪俊, 刘斌

2026, 48(5):  1-9.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.001

摘要 ( 79 )   HTML ( 2 )   PDF (1744KB) ( 7 )  

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针对风光发电和抽油机井场用电不确定性造成的电量供需不平衡和新能源消纳率低下的问题，开展了抽油机井群风光储多能互补系统的容量配置优化模型研究。建立了风机光出力、光伏出力、蓄电池充放电模型和抽油机井群生产用能模型。以总投资成本为目标函数，以新能源消纳率为约束条件，建立了风光储容量配置优化模型和求解算法；并以某井场为例，设计了抽油机井群生产井场的风光储容量配置方案。研究及实例分析表明：提出的容量配置优化模型和启发性算法可以实现抽油机井群场多能微网中的各能源的容量配置优化，能够在考虑系统经济性的基础上，有效提高井场上的新能源消纳率，消纳率可达86.15%，且对新能源的出力和周期性用能的波动具有较好的应用效果。

储能参与的电能量-调频市场双层交易决策模型

郭秉霖, 张竞宇, 臧启勇

2026, 48(5):  10-18.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.002

摘要 ( 32 )   HTML ( 1 )   PDF (2588KB) ( 17 )  

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储能作为具备灵活调节与快速响应特性的单一技术类新型经营主体，可同时参与电能量与调频等多市场交易。针对现有模型统筹性不足的问题，构建了储能电站协同参与电能量与调频市场的双层优化模型：上层以收益最大化为目标，优化其投标与出力策略；下层模拟市场出清，以最小化系统购电成本。通过引入互补松弛条件与强对偶理论，实现模型向混合整数线性规划的转化，兼顾可解性与扩展性。基于IEEE 30节点系统的仿真结果显示，该策略可使系统购电成本降低约5.8%，储能电站收益提升超20%，有效提升了资源配置效率与主体经济性。该模型可为储能电站等新型主体参与多市场交易提供决策支持与机制参考。

压缩空气储能发展现状与分析

王海, 刘思雨, 张馨月, 刘思琦, 唐可溶, 梁栩赫, 布和巴特尔

2026, 48(5):  19-30.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.003

摘要 ( 36 )   HTML ( 2 )   PDF (3937KB) ( 12 )  

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在全球碳减排、可持续发展和能源转型的关键历史时期，压缩空气储能（CAES）作为新型电力系统建设的关键支撑技术，迎来了爆发式发展阶段。各国均出台了支持CAES发展的优惠政策与激励措施。该技术具备储能周期灵活、效率高、响应速度快、安全环保等优点，既可以保障电网供电稳定、实现削峰填谷，也能够满足新时代特殊时期和场景下的应急能源需求。基于当前传统能源不可能被完全替代的现状，提出了与传统能源结合的CAES+1分布式能源系统方案。以需求匹配度、地理条件适应性、能源组合可行性、经济效益优势等作为选址评估要素，明确代表性选址区域。进一步分析CAES+1在我国布局的独特优势，即政策支持足、技术装备新、上下游产业链完整、算力支撑能力强、地理环境适配性高等。因此，我国CAES产业有望在全球行业发展中扮演领头羊角色。

压缩空气储能用永磁同步电机分析与优化设计

田进择, 孟克其劳, 贾大江, 张占强, 周冉, 菅春

2026, 48(5):  31-43.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.004

摘要 ( 74 )   HTML ( 3 )   PDF (5586KB) ( 3 )  

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永磁同步电机作为压缩空气储能系统核心部件，长期工作在密闭环境、宽转速且高频次启停的运行工况下，导致电机温升较高、噪音较大。过大的电机转矩波动也造成其模式切换过程不稳定，整体性能下降。针对上述问题，提出一种融合非支配排序遗传算法Ⅱ（NSGA-Ⅱ）与响应面法的协同优化策略，将永磁电机的齿槽转矩、损耗和转矩波动作为优化目标进行多目标优化设计。基于电磁仿真平台，构建高精度电机二维瞬态电磁场模型，引入磁热耦合计算方法对电机进行温度场仿真分析，将有限元方法计算出的电机电磁损耗作为热源，研究不同工况下的温升情况，校核电机温升特性，然后面对各参数变量互相影响的问题，利用NSGA-Ⅱ算法寻求帕累托前沿解以解决多目标优化中的矛盾，采取寻求最优组合而不是最佳值的寻优方式进行优化算法设计。结果显示，优化后的电机齿槽转矩、转矩波动及损耗都得到了显著降低，同时电机各主要结构的温升也有所下降。

制氢系统优化

计及电制氢设备特性的主动配电网分层配置与优化

金熙林, 张超, 郝俊红, 徐超, 朱国金, 贾浩帅

2026, 48(5):  44-55.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.005

摘要 ( 67 )   HTML ( 1 )   PDF (1769KB) ( 9 )  

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在新型电力系统建设背景下，分布式电源、储能系统、电制氢设备及无功补偿装置的合理优化配置，是提升配电网经济性、灵活性和可靠性的关键路径。针对配电网侧电-储-氢互动系统，通过建立风电/光伏等分布式电源、储能及电制氢设备的等效节点潮流模型，提出了计及多类设备特性的配电网分层配置优化模型。上层以年投资建设及运维成本为目标来决定分布式电源、储能等设备的选址定容方案，下层以配电网的电压平稳度为目标决定分布式电源、储能、电制氢装置及静止无功补偿装置在典型日的运行策略。最后，以IEEE-33节点为例，采用改进的多目标粒子群优化算法进行优化分析，仿真结果表明储能系统的增加及电制氢等设备的接入使系统年经济成本降低了21.17%，弃风弃光成本降低了79.67%，系统电压平稳度得到有效提升。

考虑电解槽寿命的离网风光互补制氢系统双层嵌套配置优化策略研究

孙浩然, 林光伟, 汤纪飞, 欧阳彦超, 王志敏, 祝乔, 杨锦

2026, 48(5):  56-63.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.006

摘要 ( 22 )   HTML ( 1 )   PDF (3058KB) ( 5 )  

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为精准匹配离网风光互补制氢系统当地资源并降低全生命周期成本，提出了一种容量配置优化方法。通过构建光伏、风机及蓄电池的能效模型，特别是电解槽寿命模型，动态量化制氢功率对设备寿命的影响，突破传统固定寿命假设的局限。以平准化制氢成本（LCOH）最小化为目标，设计了一种双层嵌套优化框架：内层采用基于规则的能量管理策略实现功率分配，外层则运用蚁群优化算法进行系统容量参数寻优。选取西藏八宿和青海格尔木的实际风光资源数据进行验证，结果表明，所提策略较传统方法可显著降低LCOH，有效提升系统经济性，为离网制氢系统的工程应用提供理论依据。

综合能源系统分析与评估

600 MW凝汽式机组熔盐储热系统设计及经济性分析

岳柏杨, 耿士敏, 程思远

2026, 48(5):  64-73.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.007

摘要 ( 63 )   HTML ( 2 )   PDF (1854KB) ( 4 )  

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为实现“双碳”目标下火电机组的深度调峰与灵活运行，提升大功率凝汽式机组的电网适应性，针对一台600 MW凝汽式机组，开展熔盐储热系统的耦合设计与经济性分析，旨在提出一种兼顾调峰能力与热经济性的技术改造方案。基于EBSILON软件构建机组热力系统仿真模型，并验证了其准确性。提出2种抽汽储热方案：方案1抽取再热蒸汽，方案2抽取主蒸汽。在额定工况下，以90 MW储热负荷为基础，建立储热-释热耦合系统模型，并从调峰容量、全厂热效率、绝对电效率、系统循环效率及工程适用性5个维度进行对比分析。结合河北省峰谷电价政策，估算系统的日均收益与静态投资回收期。仿真结果表明：方案1与方案2的调峰容量分别为38.85 MW与54.70 MW；系统循环效率分别为84.6%与60.1%；在典型峰谷电价下，方案1与方案2的日均净收益分别为9.81万元与7.05万元；静态投资回收期分别为2.08 a与3.53 a。方案1在系统循环效率、绝对电效率及经济性等方面均表现更优。对于大功率凝汽式机组的熔盐储热改造，抽取再热蒸汽的方案在保证显著调峰能力的同时，具有更优的热经济性与更短的投资回收期，综合性能更佳，可作为同类机组灵活性改造的推荐技术路线。

基于熔盐储能的热电联产供汽扩容可行性研究

张永剑, 李彬, 邢阁玉, 孙俊鹏, 徐钢, 薛小军

2026, 48(5):  74-82.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.008

摘要 ( 62 )   HTML ( 1 )   PDF (2078KB) ( 2 )  

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热电联产机组将部分做功后的蒸汽作为二次产品进行供暖或工业供汽，是一种深度节能减排的重要方式，但热电联产机组以热定电的运行方式限制了其深度调峰能力，熔盐储能技术能够提高机组运行灵活性，在一定程度上实现了热电解耦。以某660 MW带150 t/h，1.8 MPa，300 ℃ 供汽的发电机组为案例，采用EBSILON软件建模，对常规的热段再热蒸汽减温减压供汽方案进行优化，结合汽机侧的引射器与热网侧的熔盐装置，提出主蒸汽抽引热段再热蒸汽耦合熔盐供汽方案，热量在电价谷段储存，在电价峰段释放。结果表明：为提供150 t/h，1.8 MPa，300 ℃的工业用汽，原供汽方案机组发电功率运行区间为39.34%~94.08%汽轮机热耗率验收（THA）工况，耦合熔盐供汽方案机组发电功率运行区间为21.74%~99.17%THA，熔盐供汽方案扩大了供热安全运行边界、扩展了火电机组运行范围，为蓄热系统参与机组运行调度提供了参考。在典型日内，配置熔盐系统后增加的收益主要来自补偿收益与节煤收益，煤耗成本减少17.87 万元/d，新增补偿收益35.10万元/d，利润增加39.23万元/d，系统回收期为5.54 a。

基于风光上网量的抽汽-熔盐储热光煤耦合调峰系统运行策略经济性分析

崔雅茹, 鹿院卫, 王子瑄, 杨涵, 吴玉庭

2026, 48(5):  83-94.  doi:10.3969/j.issn.2097-0706.2026.05.009

摘要 ( 31 )   HTML ( 2 )   PDF (1825KB) ( 5 )  

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为解决高比例风光并网背景下燃煤机组调峰灵活性与经济性的协同难题，以600 MW亚临界燃煤机组为研究载体，提出基于抽汽-熔盐储热的光煤耦合深度调峰系统。针对现有研究未充分考虑风光上网量与调峰系统运行策略相互影响的局限，构建了包含初始投资、运行维护及燃煤成本的全生命周期成本体系，并以净现值、动态投资回收期、平准化度电成本及风光弃电量为评价指标的经济模型。结合风光出力曲线与日负荷曲线，设计7种差异化运行策略，通过熵权-优劣解距离法实现多维度性能的综合优选。研究结果表明：策略1为综合性能最优方案，凭借精准匹配风光高出力-负荷低谷的储热时序，实现净现值1.807 1×10⁹元、动态投资回收期7.424 a及风光弃电量2 090 MW·h的三重优势，其系统输出功率与日负荷曲线呈良好跟随性，风光消纳比例为72.54%。