| 摘要 | 第5-6页 |
| ABSTRACT | 第6页 |
| 第1章 绪论 | 第9-18页 |
| 1.1 课题背景及研究的目的和意义 | 第9-10页 |
| 1.2 国内外风力发电发展趋势 | 第10-13页 |
| 1.2.1 全球风力发电发展趋势 | 第10-11页 |
| 1.2.2 全国风力发电发展趋势 | 第11-12页 |
| 1.2.3 冀北风力发电发展趋势 | 第12-13页 |
| 1.3 大规模风电接入冀北电网的弃风限电主要原因 | 第13-14页 |
| 1.3.1 调峰弃风问题严重 | 第13-14页 |
| 1.3.2 跨省消纳交易模式不健全 | 第14页 |
| 1.3.3 辅助服务补偿机制不完善 | 第14页 |
| 1.4 减少弃风激励机制的国内外研究现状 | 第14-16页 |
| 1.4.1 调峰辅助服务研究现状 | 第15页 |
| 1.4.2 配额制研究现状 | 第15-16页 |
| 1.5 提升大规模风电接入的激励机制研究 | 第16-18页 |
| 1.5.1 基于冀北电网的调峰辅助服务机制设计 | 第16页 |
| 1.5.2 华北区域大规模风电接入的发电分配机制设计 | 第16-18页 |
| 第2章 调峰辅助服务实践经验 | 第18-30页 |
| 2.1 引言 | 第18-19页 |
| 2.2 国内实践经验 | 第19-22页 |
| 2.2.1 各区域“两个细则”相关标准 | 第19-20页 |
| 2.2.2 华北区域改进 | 第20-21页 |
| 2.2.3 东北区域改进 | 第21-22页 |
| 2.3 国外实践经验 | 第22-29页 |
| 2.3.1 英国电力平衡机制 | 第22-24页 |
| 2.3.2 北欧电力现货市场 | 第24-27页 |
| 2.3.3 美国德州电力现货市场 | 第27-29页 |
| 2.4 本章小结 | 第29-30页 |
| 第3章 冀北电网调峰辅助服务资源与需求匹配研究 | 第30-56页 |
| 3.1 引言 | 第30页 |
| 3.2 冀北电网电源及负荷预测 | 第30-32页 |
| 3.2.1 冀北电源结构分析 | 第30-31页 |
| 3.2.2 冀北电源结构发展趋势 | 第31-32页 |
| 3.2.3 冀北负荷发展趋势 | 第32页 |
| 3.3 冀北电源特性、发电技术潜力分析 | 第32-40页 |
| 3.3.1 火电机组出力特性及发电技术潜力分析 | 第32-35页 |
| 3.3.2 风电出力特性及发电技术潜力分析 | 第35-38页 |
| 3.3.3 其他机组出力特性分析 | 第38-40页 |
| 3.4 冀北电网调峰辅助服务资源与需求匹配模型 | 第40-46页 |
| 3.4.1 冀北电网十三五辅助服务需求分析的总体思路 | 第40-42页 |
| 3.4.2 资源与需求匹配测算 | 第42-44页 |
| 3.4.3 不同场景下调峰资源需求预测 | 第44-46页 |
| 3.5 基于辅助服务调峰市场的激励机制 | 第46-54页 |
| 3.5.1 辅助服务调峰市场机制设计 | 第46-49页 |
| 3.5.2 算例分析 | 第49-54页 |
| 3.6 本章小结 | 第54-56页 |
| 第4章 可再生能源发电配额研究 | 第56-65页 |
| 4.1 引言 | 第56页 |
| 4.2 可再生能源配额制剖析 | 第56-59页 |
| 4.2.1 国外可再生能源发电配额制（RPS） | 第57-59页 |
| 4.2.2 国内可再生能源发电配额制度 | 第59页 |
| 4.3 消纳体系基本结构 | 第59-60页 |
| 4.4 市场交易与激励机制 | 第60-64页 |
| 4.4.1 激励机制初探 | 第60-62页 |
| 4.4.2 华北区域算例分析 | 第62-64页 |
| 4.5 本章小结 | 第64-65页 |
| 第5章 结论与展望 | 第65-66页 |
| 参考文献 | 第66-70页 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及其它成果 | 第70-71页 |
| 致谢 | 第71-72页 |
| 作者简介 | 第72页 |