抽汽与双储热提升风电消纳能力的方案研究

2021-06-10李京虎赵兴勇

电气自动化 2021年3期

李京虎，赵兴勇

(山西大学电力工程系，山西太原 030013)

0 引言

我国未来将大力发展风电，进一步增大新能源装机的占比，但弃风问题也更为突出[1]。根据国家能源局“十四五”能源发展规划重点问题的思考指出，我国电力负荷峰谷差不断扩大，在低谷负荷时段清洁能源消纳问题突出，在尖峰负荷时段，电力供应的保障压力加大[2]。

系统调峰能力不足是导致限电弃风的一个主要原因。从我国山西省来看，电源结构仍以煤电机组为主，调节能力较为不足。而且未来山西将逐步增大风电等新能源在电源结构中的占比，这就使得调节能力进一步降低。

为了提升风电的消纳能力和增强系统调节能力，我国专家进行了大量的科学研究。但目前，我国主要研究侧重于对热电联产机组的热电解耦方面，在常规煤电机组的灵活性改造方面研究较少。文献[3]从锅炉燃烧的最低给水量和汽轮机叶片过热等多方面对超临界湿冷煤电机组的深度调峰技术瓶颈问题进行了研究。文献[4]从安全性出发研究分析煤电机组的深度调峰，并对比分析了多种灵活性改造方案。文献[5]研究了储热和富氧燃烧等多种煤电灵活性改造的优缺点，提出了有利于东北地区煤电灵活性改造的方案。文献[6]总结了我国在对煤电进行灵活性改造中的一些控制方法和策略，提出了多控制策略的组合方案。本文考虑采用抽汽与双储热对山西的常规煤电机组进行灵活性改造，深度挖掘山西煤电的常规调峰潜力，来优化提升风电的消纳能力，以应对未来山西风电大规模并网带来的弃风问题。

1 抽汽与双储热技术的实施方法

图1是抽汽与双储热系统的原理图，该系统的原理是将储热系统划分为高/低温储热系统，构成一个水-蒸汽循环系统。当机组在低负荷运行时，锅炉产生的主蒸汽一部分被高温储热装置抽取，剩下的进入高压缸做功，同时低温储热装置从高压、中压和低压缸抽取蒸汽，通过减少汽轮机的进汽量，来达到降低机组出力的效果。当机组高负荷运行时，高温储热装置释放热能加热高压缸做功后的蒸汽，同时低温装置释放热能加热给水，从而增大机组的出力，减少机组的煤耗。

图1 抽汽与双储热系统的原理图

2 抽汽与双储热改造后的调度模型

建立以最大化消纳风电为目标的优化调度模型，简述如下：

(1)

优化变量包括煤电机组出力、风电出力、用电负荷、高低温储热装置储热功率、放热功率和储热量等。

3 算例分析

3.1 仿真算例

本文以IEEE-24节点算例系统为基础，对煤电机组进行抽汽与双储热改造的效果进行仿真评估，系统最大负荷为2 800 MW,包括17个负荷节点，将原系统的火电改为煤电机组，其中包含5台150 MW的煤电机组(启动成本为18万元、固定运行费用为3.6千元/h、高/低温储热系统放热系数为0.4/0.3)、3台350 MW的煤电机组(启动成本为30万元、固定运行费用为6千元/h、高/低温储热系统放热系数为0.4/0.3)、2台660 MW的煤电机组(启动成本为48万元、固定运行费用为1.2万元/h、高/低温储热系统放热系数为0.4/0.3)，此外，为了研究需要还增加了3台500 MW的风电机组。

3.2 煤电机组加装抽汽与双储热的效果

图2为一个典型周内煤电机组改造前后的发电出力数据对比图。煤电机组改造前，由于煤电机组的最小技术出力较高，因此对风电的消纳有限，系统将会出现较多的弃风现象；煤电机组改造后，由于加装了抽汽与双储热系统，煤电机组的最小技术出力得到了有效降低,弃风率显著下降，如表1所示。相比于改造之前，弃风率降低了8.5百分点，发电成本降低了1.26亿元，机组启停成本降低了1 962万元。

图2 煤电机组改造前后的发电出力数据对比图

经济技术指标抽汽与双储热改造前抽汽与双储热改造后提升效果发电成本/万元224 040211 44012 600启停成本/万元5 3103 3481 962弃风率/(%)13.565.068.5

3.3 储热容量与风电装机容量的影响

为了研究双储热系统的储热容量在不同的风电渗透水平下的影响效果，本文设置了3个不同的风电装机容量(500 MW、1 000 MW、1 500 MW)以及不同级别的储热容量时间(0～5 h)。不同的方案下的煤电启停成本以及弃风率如图3、图4所示。当风电装机容量为1 500 MW时，煤电启停成本从5 400万元降低到3 600万元，约降低了33.3%；弃风率从13.8%下降到4.7%。因此，对于风电渗透率较高的情况，煤电机组适当增大储热容量可以降低煤电机组的启停成本以及弃风率。但是对于风电渗透率较低的情况，煤电机组储热容量过大时，煤电的启停成本以及弃风率都基本保持不变。