燃煤自备电厂可再生能源替代方案分析

齐海平

(中国大唐集团内蒙古分公司锡盟新能源事业部,内蒙古 锡林浩特 026000)

0 引言

根据《内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则(2022年版)》要求,燃煤自备电厂可再生能源替代工程,是基于自备电厂的调峰空间,配置相匹配的新能源规模,新能源所发电量替代自备电厂原有供电量。新能源与其自备电厂均需满足不得向其他企业供电,不得向公网送电,不占用公网调峰资源及消纳空间,配置新能源规模不高于自备电厂调峰能力,与自备电厂的最大总出力不变等。

按照以上要求,本次采用生产模拟方法进行仿真分析,参考某企业燃煤自备电厂全年8760 h出力曲线,按照调峰能力配置新能源规模。

2019年、2020年、2021年火电发电量分别为10.88亿kWh、8.21亿kWh、4.00亿kWh,由于疫情对煤炭行业的影响,以及分配给该自备电厂煤炭指标不足,煤炭供给量使得2020年、2021年本自备电厂发电量低于正常年份,因此燃煤自备电厂可再生能源替代电量曲线以2019年数据为参考。

1 生产模拟及边界条件

1.1 生产模拟

本项目系统平衡和模拟分析按“源-网-荷-储”一体化技术,采用负荷、火电、风电全年8760 h时间序列数据进行仿真运行研究［1］。在系统内新增风电、储能设施,通过调节系统中的可控单元(火电及储能),充分发挥储能快速响应和火电的调峰作用,使系统中火电和新能源出力与火电2019年出力曲线一致。仿真系统可以统计新增可再生能源消纳情况,火电发电小时数,储能电池储放次数、功率、容量及储能损失情况,通过分析上述结果,校核风电建设容量。

1.2 边界条件

自备火电机组装机共计28万kW,机组类型为(2×10+8)万kW,全部为供热机组,供热对象为煤化工用气,其中8万kW机组已经停运,在线运行机组为2×10万kW。新能源与火电联合运行出力曲线参考2019年火电全年8760 h运行数据。运行仿真中,火电检修安排在2019年火电发电功率较低月份,并且在较低月份安排1台机组在线,增加新能源消纳空间。将所选场址对应的测风塔8760 h测风数据,按照标准规范计算到对应风电机组轮毂高度,结合所选风电机组发电功率曲线,计算得到风电场全年8760 h发电功率数据。储能设施暂选择电化学储能,储能效率按85%计算。

2 自备电厂运行特性

为积极贯彻落实国家提出的节能减排产业政策,根据“双碳”、“双控”工作要求,实施燃煤自备电厂可再生能源替代工程［2-3］。释放自备电厂的调峰能力,为新能源调峰增加新能源消纳量。

本项目火电机组装机20万kW,单台机组容量为10万kW,共计2台,火电机组为自备电厂,机组按照5炉2机运行。本项目单台火电机组最小技术出力率为额定容量的15%,即单台机组最小技术出力为1.5万kW,则调峰能力为8.5万kW,因此2台机组最低出力为3万kW,调峰容量为17万kW。

根据2019年运行情况可知火电发电量为10.88亿kWh,最大发电功率为18.0万kW,火电发电小时数为5442 h。由于本自备电厂供电负荷为煤化工负荷,负荷全年运行相对平稳。火电年平均日出力特性曲线见图1。

图1 火电年平均日出力特性

3 新能源出力特性

3.1 新能源发电曲线

结合场址建设条件,按照《内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则(2022年版)》要求,使用生产模拟仿真,得到风电装机规模为17.5万kW,风电场全年8760 h出力见图2。

图2 风电8760 h出力曲线

3.2 年出力变化

风电年内月出力变化曲线见图3,可见电出力的月变化情况10月—次年5月风电出力较高,6月—9月风电出力较低。风电出力4月发电量最大,8月发电量最小,风电出力呈明显的“冬大夏小”的规律。

图3 风电年内月出力特性

3.3 日年均出力特性

风电年平均日出力变化曲线见图4,可见风电出力在11:00—22:00较大,23:00—次日10:00出力较低。

图4 风电年平均日出力特性

3.4 出力保证率曲线

计算风电全年8760 h出力,按照风电场不同上网功率计算风电场出力保证率和累计电量占总发电量比例。风电场上网容量按照额定装机的5%为一个间隔进行统计保证率和累计电量,以此说明风电场在不同上网容量下的出力概率和能够上网电量情况,统计结果见图5。

图5 风电出力-保证率-电量累积曲线

3.5 大风季、小风季典型日发电曲线

大风季和小风季风电出力典型日曲线分别如图6、图7所示。

图6 大风季风电典型日发电曲线

图7 小风季风电典型日发电曲线

4 储能

储能技术是减碳发展过程中,用高比例可再生能源解决新增负荷的电力供应问题的关键,储能设施主要服务于电力系统调峰、调频运行,储能设施根据系统内风、光等电源及用电负荷特性,通过智能控制实现联合优化运行,高度参与系统调峰、调频和紧急电力支撑。

本系统储能为电化学储能,电化学储能具有削峰填谷和平滑曲线的作用,储能电站的主要功能特性包括如下几点。

a.削峰填谷功能［4］。随着新能源和经济发展,面临新能源发电和负荷峰谷差逐步提高的问题,储能可缓解发电与负荷用电特性不匹配问题,可缓解供电紧张及满足调峰调频需求。

b.负荷快速响应功能［5］。提升电力供应保障水平,大规模的电池储能装置具有毫秒级的响应时间,为电力供应安全运行提供快速功率支援。

c.促进新能源消纳。为新能源的规模开发创造条件,可丰富系统调峰和大气污染防治手段,提高能源利用综合效益。

d.电力系统安全运行。可以提高电力系统的供电可靠性,使电力系统能够安全经济运行。

储能系统在电力系统中起到实时功率平衡作用［6］。储能系统在负荷功率快速下降、可再生能源出力快速增长或可再生能源出力较大时进行充电,在负荷功率快速增长、可再生能源出力快速下降或可再生能源出力较低时进行放电,缓解由于可再生能源和负荷的变化给电力系统带来的调频调峰压力。

本项目配置新能源为燃煤自备电厂可再生能源替代项目,新能源规模按照自备电厂调峰能力配置,综合考虑所配置风电的经济性、出力变化情况,配置储能时长按4 h计算,储能功率按风电装机容量的15%、20%、25%进行对比分析,分别计算新能源综合利用率,负荷参与调峰电量等指标进行对比分析。计算结果见表1和表2。

表1 储能方案对比

表2 电量平衡方案 单位:亿kWh

由表1和表2可知,随着储能规模的增加,新能源利用率在提高,但增加比例较小,综合考虑经济性,选择最优储能方案。为方便储能配置,储能功率按2.7万kW取值,即按新能源装机15.4%计取,储能功率为2.7万kW,储能时长4 h。

储能控制中引入风电超短期、短期预测,根据预测结果,结合储能功能定位,合理有序启动储能充放电动作,使储能在电力系统中达到最优使用效果。通过优化储能电池运行,减少储能电池深充、深放动作,提高储能电池使用寿命。根据全年8760 h数据仿真运算,储能电池全年充电1734次,充电量为1635万kWh;放电1733次,放电量为1382万kWh,储能损失253万kWh。储能全年充、放电功率见图8。

图8 储能全年8760 h充、放电功率曲线

5 风火(自备电厂)储耦合运行分析

通过生产仿真分析,项目风电装机容量为17.5万kW,发电时长为3132 h,总发电量为5.48亿kWh,由火电深度调峰促进新能源消纳电量为4.99亿kWh,储能损失为253万kWh,弃电量为4688万kWh,弃电率为8.55%,新能源利用率为91.45%。

火电、风电最大发电功率为18.0万kW,与自备电厂2019年最大发电功率相同,火电、风电总发电量为10.88亿kW,与火电2019年总发电量10.88亿kWh一致,实现燃煤自备电厂可再生能源替代比例为45.82%。全年8760 h电力平衡曲线见图9。

图9 全年8760 h风火储耦合出力平衡曲线

对大风季和小风季典型日运行情况进行分析,曲线见图10—图15。

图12 大风季典型日风火储耦合运行曲线

图13 小风季风电典型运行曲线

图14 小风季典型日对应火电功率曲线

图15 小风季典型日风火储耦合运行曲线

根据大风典型日运行情况可知,此时储能充满电,风电出现少量弃电量,大风典型日弃电率为6.80%,较全年平均弃电率稍低,表明风电出力持续性相对较好。根据小风季典型日运行情况可知,风电不弃电。

6 建设规模

通过仿真分析,本项目依托火电调峰能力,新能源所发电量替代自备电厂原有供电量［7-8］,配套风电装机容量为17.5万kW,发电时长为3132 h,配套储能为2.7万kW/10.8万kWh(配套比值),储能功率为风电装机容量的15%,储能时长为4 h。

7 结语

通过对某企业燃煤自备电厂生产模拟及边界条件、自备电厂运行特性、 新能源出力特性、储能系统、风火(自备电厂)储耦合运行分析及仿真计算,合理配置新能源装机规模和储能设置,利用新能源发电量替代火电发电量,提高了地区系统内新能源装机容量,可助力区域新型电力系统建设。该项目配置储能2.7万kW,储能时长为4 h,实现燃煤自备电厂可再生能源替代比例为45.82%。基于自备电厂调峰空间,配置相匹配的新能源规模。新能源发电量替代自备电厂原有供电量,既不占用能耗指标,又增加了新能源开发建设规模,能够提升地区新能源消纳比例,有助于地方能源结构调整和双碳目标落实。