XiaoMi-AI文件搜索系统
World File Search System火力发电厂
能源有限公司
关于 JSW 能源：JSW 能源有限公司是印度领先的私营电力生产商之一，也是市值 240 亿美元的 JSW 集团的一部分，该集团在钢铁、能源、基础设施、水泥、体育等领域占有重要地位。JSW 能源有限公司已在电力行业的价值链中占据一席之地，在发电和输电领域拥有多元化资产。凭借强大的运营、健全的公司治理和审慎的资本配置策略，JSW 能源继续实现可持续增长，为所有利益相关者创造价值。JSW 能源于 2000 年开始商业运营，在卡纳塔克邦 Vijayanagar 投产了首批 2x130 兆瓦火力发电厂。从那时起，该公司的发电能力稳步提高，从 260 兆瓦增加到 8,242 兆瓦，拥有火力发电 3,508 兆瓦、风力发电 2,668 兆瓦、水力发电 1,391 兆瓦和太阳能 675 兆瓦的投资组合，确保了地域分布、燃料来源和电力采购安排的多样性。该公司目前正在建设总计 8.3 吉瓦的多个电力项目，目标是到 2030 年实现总发电能力达到 20 吉瓦。
能源领域
国有电力和天然气公用事业公司 HEP 集团经历了垂直拆分，从而建立了独立的发电、输电、配电和供应实体。新公司进入了电力和天然气供应业务，电力和天然气价格逐渐放松管制，从非住宅客户开始。电力交易所 CROPEX 于 2016 年开始运营，两年后，即 2018 年 7 月，它与斯洛文尼亚交易所合并。市场合并非常成功，导致电力交易量呈指数级增长，2018 年 10 月为 449,305 兆瓦时，超过了 CROPEX 成立头两年的交易量。区域电力交易和流动、透明和竞争的市场使客户能够获得更经济的发电来源。此外，竞争性的区域电力交易使发电机能够提高效率，并在最经济的时间和地点发电。能源供应商之间的竞争导致效率低下的火力发电厂的运行时间减少，从而也有助于减少排放。这为克罗地亚提高了系统的灵活性创造了先决条件，以降低价格波动并在系统过度发电时吸收多余的可再生能源，在太阳停止照耀或风停止吹拂时迅速提高产量，并进口电力以满足冬季和夏季的高峰需求，这比运行昂贵的火电厂更经济。
吉布提城市家庭并网混合可再生能源系统：经济评估
吉布提共和国火力发电厂的发电成本相对较高，约为 0.32 美元/千瓦时。这是由于该国依赖进口石油，加上油价波动。因此，客户支付的电费很高。然而，吉布提拥有丰富的本土可再生能源，如良好的太阳辐照度（5.92 kWh/m2·d）、估计高达 1000 MW 的潜在地热能，以及年风速高于 6 米/秒的少数场地。因此，本文的目标是对位于吉布提东北部塔朱拉市（11.7913 ◦ N，42.8796 ◦ E）的一栋城市住宅进行不同电网连接混合可再生能源系统的经济评估，以降低电网电力成本。为实现这一目标，我们使用了强大的软件工具 HOMER（电力可再生能源混合优化模型），利用实际风能和太阳辐射数据来寻找最佳混合能源系统。本研究的结果表明，最经济的混合可再生能源系统组合是光伏-风能并网系统。本研究还表明，塔朱拉的本土可再生能源贡献率可能高达 77%，其中太阳能占 47%，风能占 30%。最佳 HRES 的净现值、平准化能源成本和运营成本分别为 337 美元、0.002 美元/千瓦时和 1,025 美元/年。与仅连接电网的平均成本 0.32 美元/千瓦时相比，最佳混合可再生能源系统更经济，可节省客户仅使用电网电力时必须支付的 51% 的成本。
关税令
缩写 缩写全称 AFC 年度固定成本 ARR 总收益要求 ATE/APTEL 电力上诉法庭 BTPS 巴德拉德里火力发电站 CAG 印度审计长 CAGR 复合年增长率 CEA 中央电力局 CERC 中央电力监管委员会 CESS 电力合作社 CGRF 消费者申诉救济论坛 CGS 中央发电站 CSERC 恰蒂斯加尔邦电力监管委员会 CL 连接负荷/合同负荷 CMD 合同最大需求 CoD 商业运营日期 CoS 服务成本 CPWS 综合保护水供应 CSPDCL 恰蒂斯加尔邦配电有限公司 CSPTCL 恰蒂斯加尔邦输电有限公司 CUF 容量利用率 D-to-D 配电公司对配电公司 DPS 延期付款附加费 DSM 需求侧管理 DTR 配电变压器 EHT 超高压 EPS 电力调查 ERC电力监管委员会 FCRTS 全部成本回收电价表 FPT 拟议电价备案 FSA 燃料附加费调整 FY 财政年度 GCV 总热值 GoTS 特伦甘纳邦政府 GoI 印度政府 HMWSSB 海得拉巴都会供水和污水处理委员会 HT 高压 I&CAD 灌溉和指挥区开发 JNNSM 尼赫鲁国家太阳能计划 KTPP 卡卡蒂亚火力发电厂 KTPS 科塔古德姆火力发电站 kVA 千伏安 kW 千瓦 kWh 千瓦时 LJHES 下朱拉拉水力发电项目 LT 低压
拉贾斯坦邦可再生能源政策，2023 年
政府已决定审查现有的拉贾斯坦邦太阳能、风能和混合能源政策（2019 年）。2. 愿景和目标：2.1 通过“利益相关者驱动”政策发展本邦的可再生能源行业。2.2 作为全球承诺的一部分，成为实现 500 GW 可再生能源容量国家目标的主要贡献者。2.3 实现传统能源和可再生能源的“最优能源结构”，确保本邦的能源安全、高效的电网管理并保护所有利益相关者的利益。2.4 鼓励涉及风能和太阳能联合发电以及其他新兴技术（如储能系统，包括抽水蓄能电站、电池储能系统等）的新技术、新方法和新出路。促进可再生能源发电、输电、配电和制造领域基础设施的发展。2.5 人力资源开发，特别关注可再生能源和创造就业机会。2.6 促进和支持可再生能源领域的研发活动。培育更好的产品、流程和系统，促进可再生能源的增长。2.7 部署辅助服务，使电网能够灵活地整合可再生能源，方式包括需求侧管理、分时电价、调度和预测、储能系统、无功功率管理、电网储备/平衡容量等。2.8 有效利用丰富的荒地，从而利用未利用/利用不足的土地创建风能枢纽。推动风电项目的“再利用”，开展风能资源评估计划。2.9 通过推广制造业生态系统，吸引投资者建立可再生能源设备制造厂。2.10 风能和太阳能技术的混合，以应对电网安全和稳定性的挑战，同时优化利用土地资源和输电系统，并将现有的传统火力发电厂与可再生能源混合，以减少燃料消耗和碳排放。推动建立可再生能源电力项目，向拉贾斯坦邦/拉贾斯坦邦 Urja Vikas Nigam 有限公司的配电公司出售电力，以满足其 RPO 并根据其要求和商业可行性超越 RPO，也可用于自用和第三方销售。3. 标题和执行：3.1 本政策将称为《拉贾斯坦邦可再生能源政策，2023 年》。
拉贾斯坦邦可再生能源政策，2023 年
政府已决定审查现有的拉贾斯坦邦太阳能、风能和混合能源政策（2019 年）。2. 愿景和目标：2.1 通过“利益相关者驱动”政策发展本邦的可再生能源行业。2.2 作为全球承诺的一部分，成为实现 500 GW 可再生能源容量国家目标的主要贡献者。2.3 实现传统能源和可再生能源的“最优能源结构”，确保本邦的能源安全、高效的电网管理并保护所有利益相关者的利益。2.4 鼓励涉及风能和太阳能联合发电以及其他新兴技术（如储能系统，包括抽水蓄能电站、电池储能系统等）的新技术、新方法和新出路。促进可再生能源发电、输电、配电和制造领域基础设施的发展。2.5 人力资源开发，特别关注可再生能源和创造就业机会。2.6 促进和支持可再生能源领域的研发活动。培育更好的产品、流程和系统，促进可再生能源的增长。2.7 部署辅助服务，使电网能够灵活地整合可再生能源，方式包括需求侧管理、分时电价、调度和预测、储能系统、无功功率管理、电网储备/平衡容量等。2.8 有效利用丰富的荒地，从而利用未利用/利用不足的土地创建风能枢纽。推动风电项目的“再利用”，开展风能资源评估计划。2.9 通过推广制造业生态系统，吸引投资者建立可再生能源设备制造厂。2.10 风能和太阳能技术的混合，以应对电网安全和稳定性的挑战，同时优化利用土地资源和输电系统，并将现有的传统火力发电厂与可再生能源混合，以减少燃料消耗和碳排放。推动建立可再生能源电力项目，向拉贾斯坦邦/拉贾斯坦邦 Urja Vikas Nigam 有限公司的配电公司出售电力，以满足其 RPO 并根据其要求和商业可行性超越 RPO，也可用于自用和第三方销售。3. 标题和执行：3.1 本政策将称为《拉贾斯坦邦可再生能源政策，2023 年》。
助力马来西亚的绿色未来
马来西亚与许多东南亚国家一样，面临着在能源目标中平衡可持续性、可靠性和可负担性的挑战。马来西亚是否已为可再生能源做好准备？该国已制定了雄心勃勃的目标：到 2050 年实现净零排放，并增加可再生能源在其电力结构中的份额。这些目标令人印象深刻，与全球推动可持续能源发展的趋势一致。然而，实现这些目标需要的不仅仅是雄心壮志。我们需要战略规划、大量投资和创新技术。首相拿督斯里安瓦尔·易卜拉欣 3 月对柏林的访问不仅仅是仪式性的；它强调了国际合作和技术转让在支持马来西亚可再生能源目标方面的重要性。全球伙伴关系对于推进国家能源未来至关重要。马来西亚的可再生能源路线图旨在到 2025 年实现全国 31% 的发电量来自可再生能源，到 2030 年碳排放量减少 45%。截至 2022 年，可再生能源发电量已增长到 9,000 多兆瓦，比 2013 年增长了 50%。然而，可再生能源仅生产了 3.1 太瓦时的电力，而煤炭生产了 77.3 太瓦时的电力。显然，还有增长空间。想象一下来自太阳能和风能等可再生能源的电子无缝流入国家电网。这些能源通常位于偏远地区，远离用电需求旺盛的城市中心。挑战在于高效输送这些能源并确保稳定的供应，尽管可再生能源具有多变性。间歇性，即太阳能和风能等能源生产的波动，可能导致电网不稳定，因为电网传统上依赖于化石燃料的稳定产出。如果电网无法应对这些波动，则可能导致停电或能源短缺。为了避免现有资产搁浅，马来西亚可以使用旋转电网稳定器解决方案重新利用峰值电厂或退役火力发电厂。这种经济高效的解决方案可确保在过渡期间提供可靠的能源供应。使用同步电容器稳定电压和频率可提高电网的可靠性，使可再生能源更容易整合。这种方法支持电网并最大限度地利用现有基础设施，使过渡更加实用且经济可行。
斯洛文尼亚
斯洛文尼亚的能源结构十分多样化——在发电结构中，1/3 为可再生能源 (RES)、1/3 为核能、1/3 为化石燃料。家用褐煤是保障供应安全的重要因素。斯洛文尼亚小型能源系统的特点是，斯洛文尼亚总发电量的三分之一和关键的辅助服务由一座 600 兆瓦火力发电厂提供，该火力发电厂利用附近地下褐煤矿的褐煤。天然气在一次能源消费中约占 10%，主要用于工业和配电。另一方面，电网与邻近成员国的互联互通非常紧密（包括与匈牙利的最后一次互联互通，目前正处于建设的最后阶段），由于最近完成的系统级智能电网项目，电网高度可控，未来的挑战将转移到电网上，以支持分散可再生能源发电的整合。2021 年，斯洛文尼亚政策制定者在能源和气候政策领域忙碌不已。今年 7 月通过的《关于 2050 年长期气候战略的决议》为斯洛文尼亚的气候战略设定了明确的目标，即通过有效管理能源和自然资源，在保持高水平经济竞争力的同时，到 2050 年过渡到净零排放并实现气候中和。为实现雄心勃勃的国家和欧盟气候目标，斯洛文尼亚政府 2021 年的一项关键任务是制定基于公平转型原则的煤炭淘汰和煤炭地区重组国家战略，该战略于 2022 年 1 月通过，并确定 2033 年为斯洛文尼亚的煤炭淘汰日期。欧盟公平转型基金和国家财政资源支持的新投资将通过不同的能源、社会、生态和研究项目促进各地区振兴。此外，在欧盟“适合 55 年”立法方案框架内对欧盟排放交易体系指令的修订中，斯洛文尼亚正努力成为现代化基金的受益者，可用的财政资源将极大地促进国家能源转型进程。对斯洛文尼亚来说，一个关键方面是将天然气和核能纳入欧盟分类标准，使新项目有资格获得可持续融资。斯洛文尼亚认为天然气是一种重要的过渡能源，有助于在 2050 年前以经济有效的方式实现气候中和社会，同时确保供应安全，特别是在转型中的煤炭地区。核能也是如此。克尔什科核电站 (NEK) 的生产和所有权由斯洛文尼亚和克罗地亚平等分享，占斯洛文尼亚电力产量的 30% 以上。2016 年，NEK 的使用寿命延长至 2043 年。同时，政府正在讨论建造第二座核电站的可能性——该决定将持续到 2027 年。鉴于欧盟 2030 年更高的气候（以及随之而来的可再生能源）目标，斯洛文尼亚的一个关键行动重点是加速可再生能源的比重。必须指出的是，必须在国家和地方层面找到实现国家气候目标和保护环境需求之间的适当平衡。斯洛文尼亚在欧盟中拥有最多的 Natura 2000 保护区（占国土的 38%），这使得可再生能源项目的空间规划非常具有挑战性。因此，符合国家利益的可再生能源项目（如大型水电站）应从简化的许可程序中受益。此外，对输电网和配电网的投资应支持可再生能源的有效整合。在天然气领域，国家能源和气候计划中的指示性目标是到 2030 年实现电网中至少 10% 的可再生甲烷或氢气。天然气管道系统将逐渐成为脱碳的推动者，尤其是在天然气使用历史悠久工业领域。电力行业也有机会，主要是满足额外的电力需求，并实现从煤炭到天然气的转换，后来再到可再生气体的转换。一个很好的例子是卢布尔雅那最大的热电联产厂从煤炭转换为天然气。这一转换将于 2022 年完成，将使该工厂的煤炭使用量减少 70%，并大幅减少斯洛文尼亚首都的二氧化碳和颗粒物排放。预计将从合成甲烷中额外生产电力，并推广试点发电转气电力行业也存在机遇，主要是满足额外的电力需求，并实现从煤炭到天然气的转换，以及随后再到可再生气体的转换。一个很好的例子是卢布尔雅那最大的热电联产厂从煤炭到天然气的转换。转换将于 2022 年进行，将使该工厂的煤炭使用量减少 70%，并大幅减少斯洛文尼亚首都的二氧化碳和颗粒物排放量。预计将从合成甲烷中额外生产电力，并推广试点发电转气电力行业也存在机遇，主要是满足额外的电力需求，并实现从煤炭到天然气的转换，以及随后再到可再生气体的转换。一个很好的例子是卢布尔雅那最大的热电联产厂从煤炭到天然气的转换。转换将于 2022 年进行，将使该工厂的煤炭使用量减少 70%，并大幅减少斯洛文尼亚首都的二氧化碳和颗粒物排放量。预计将从合成甲烷中额外生产电力，并推广试点发电转气
缓解热电厂污染的新解决方案
摘要：可再生能源渗透率的快速增长迫使火电厂以更灵活的模式运行，火电厂在满足峰值需求和补充可再生能源发电量低的时期发挥着关键作用。在灵活运行中，火电厂将面临更多的负荷变化，从高负荷到远低于设计极限的负荷，以及更快的爬坡率。这种灵活运行，特别是火电厂的低负荷运行，对锅炉有严重的有害影响。这种激进的操作会导致锅炉及其下游设备的热应力和机械应力增加，可能导致不可逆转的损坏和使用寿命缩短。印度锅炉由于本土煤的总热值 (GCV) 较低和灰分含量较高而本质上较大，锅炉在低负荷运行时面临着额外的复杂性，例如火焰不稳定导致被迫停机、效率降低、辅助电力消耗增加、除缩短设备寿命之外，最有害的影响是缩短设备寿命。与火电厂集成的热能存储系统的创新解决方案有助于避免蒸汽发生器的低负荷和严重周期性运行，从而解决与灵活工厂运行相关的挑战。该解决方案还可用于在高峰时段使用现有的热电厂基础设施提供额外的电力，以平衡供需缺口，而无需增加额外的热电容量。本文介绍了热能存储与火电机组的集成详细研究，以及印度 500MW 机组的案例研究。本文分析了各种充电和放电策略选择。此外，还讨论了有关确定 TESS 集成策略和充电蒸汽的作用的设计因素、针对不同用例的兼容和高效充电选项和 TESS 放电选项的选择的细节。本文介绍了 TESS 的独特优势，使其非常适合与 TPP 集成。关键词：热能存储系统、可再生能源集成、火电厂、灵活性、峰值需求 1. 简介 全球实现净零排放的努力刺激了可再生能源的采用迅速增加。采用可再生能源为我们的能源系统脱碳和减轻气候变化的影响提供了一条途径，使我们更接近可持续的“净零”未来。可再生能源在印度电网中的日益渗透给我们主要依赖化石燃料的电力部门带来了挑战。可再生能源 (RE) 渗透率的快速增长使得火力发电厂必须转向更灵活的运营。随着太阳能和风能等可再生能源在能源结构中的份额越来越大，现在，火电厂需要提供平衡电力，以有效管理电网稳定性。在这种不断变化的形势下，火电厂在高需求时期或可再生能源发电量较低时提供峰值电力方面发挥着至关重要的作用。然而，这给火电厂带来了一些运营挑战，要求它们调整发电计划和发电量上升率，以适应可再生能源产量的波动，确保电网的稳定性和可靠性，同时将更高比例的可再生能源整合到能源结构中。在灵活运营中，火电厂将面临更多