李京虎， 趙興勇

(山西大學 電力工程系，山西 太原 030013)

0 引 言

我國未來將大力發(fā)展風電，進一步增大新能源裝機的占比，但棄風問題也更為突出[1]。根據(jù)國家能源局“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃重點問題的思考指出，我國電力負荷峰谷差不斷擴大，在低谷負荷時段清潔能源消納問題突出，在尖峰負荷時段，電力供應的保障壓力加大[2]。

系統(tǒng)調峰能力不足是導致限電棄風的一個主要原因。從我國山西省來看，電源結構仍以煤電機組為主，調節(jié)能力較為不足。而且未來山西將逐步增大風電等新能源在電源結構中的占比，這就使得調節(jié)能力進一步降低。

為了提升風電的消納能力和增強系統(tǒng)調節(jié)能力，我國專家進行了大量的科學研究。但目前，我國主要研究側重于對熱電聯(lián)產機組的熱電解耦方面，在常規(guī)煤電機組的靈活性改造方面研究較少。文獻[3]從鍋爐燃燒的最低給水量和汽輪機葉片過熱等多方面對超臨界濕冷煤電機組的深度調峰技術瓶頸問題進行了研究。文獻[4]從安全性出發(fā)研究分析煤電機組的深度調峰，并對比分析了多種靈活性改造方案。文獻[5]研究了儲熱和富氧燃燒等多種煤電靈活性改造的優(yōu)缺點，提出了有利于東北地區(qū)煤電靈活性改造的方案。文獻[6]總結了我國在對煤電進行靈活性改造中的一些控制方法和策略，提出了多控制策略的組合方案。本文考慮采用抽汽與雙儲熱對山西的常規(guī)煤電機組進行靈活性改造，深度挖掘山西煤電的常規(guī)調峰潛力，來優(yōu)化提升風電的消納能力，以應對未來山西風電大規(guī)模并網帶來的棄風問題。

1 抽汽與雙儲熱技術的實施方法

圖1是抽汽與雙儲熱系統(tǒng)的原理圖，該系統(tǒng)的原理是將儲熱系統(tǒng)劃分為高/低溫儲熱系統(tǒng)，構成一個水-蒸汽循環(huán)系統(tǒng)。當機組在低負荷運行時，鍋爐產生的主蒸汽一部分被高溫儲熱裝置抽取，剩下的進入高壓缸做功，同時低溫儲熱裝置從高壓、中壓和低壓缸抽取蒸汽，通過減少汽輪機的進汽量，來達到降低機組出力的效果。當機組高負荷運行時，高溫儲熱裝置釋放熱能加熱高壓缸做功后的蒸汽，同時低溫裝置釋放熱能加熱給水，從而增大機組的出力，減少機組的煤耗。

圖1 抽汽與雙儲熱系統(tǒng)的原理圖

2 抽汽與雙儲熱改造后的調度模型

建立以最大化消納風電為目標的優(yōu)化調度模型， 簡述如下：

(1)

優(yōu)化變量包括煤電機組出力、風電出力、用電負荷、高低溫儲熱裝置儲熱功率、放熱功率和儲熱量等。

3 算例分析

3.1 仿真算例

本文以IEEE-24節(jié)點算例系統(tǒng)為基礎，對煤電機組進行抽汽與雙儲熱改造的效果進行仿真評估，系統(tǒng)最大負荷為2 800 MW,包括17個負荷節(jié)點，將原系統(tǒng)的火電改為煤電機組，其中包含5臺150 MW的煤電機組(啟動成本為18萬元、固定運行費用為3.6千元/h、高/低溫儲熱系統(tǒng)放熱系數(shù)為0.4/0.3)、3臺350 MW的煤電機組(啟動成本為30萬元、固定運行費用為6千元/h、高/低溫儲熱系統(tǒng)放熱系數(shù)為0.4/0.3)、2臺660 MW的煤電機組(啟動成本為48萬元、固定運行費用為1.2萬元/h、高/低溫儲熱系統(tǒng)放熱系數(shù)為0.4/0.3)，此外，為了研究需要還增加了3臺500 MW的風電機組。

3.2 煤電機組加裝抽汽與雙儲熱的效果

圖2為一個典型周內煤電機組改造前后的發(fā)電出力數(shù)據(jù)對比圖。煤電機組改造前，由于煤電機組的最小技術出力較高，因此對風電的消納有限，系統(tǒng)將會出現(xiàn)較多的棄風現(xiàn)象；煤電機組改造后，由于加裝了抽汽與雙儲熱系統(tǒng)，煤電機組的最小技術出力得到了有效降低,棄風率顯著下降，如表1所示。相比于改造之前，棄風率降低了8.5百分點，發(fā)電成本降低了1.26億元，機組啟停成本降低了1 962萬元。

圖2 煤電機組改造前后的發(fā)電出力數(shù)據(jù)對比圖

經濟技術指標抽汽與雙儲熱改造前抽汽與雙儲熱改造后提升效果發(fā)電成本/萬元224 040211 44012 600啟停成本/萬元5 3103 3481 962棄風率/(%)13.565.068.5

3.3 儲熱容量與風電裝機容量的影響

為了研究雙儲熱系統(tǒng)的儲熱容量在不同的風電滲透水平下的影響效果，本文設置了3個不同的風電裝機容量(500 MW、1 000 MW、1 500 MW)以及不同級別的儲熱容量時間(0～5 h)。不同的方案下的煤電啟停成本以及棄風率如圖3、圖4所示。當風電裝機容量為1 500 MW時，煤電啟停成本從5 400萬元降低到3 600萬元，約降低了33.3%；棄風率從13.8%下降到4.7%。因此，對于風電滲透率較高的情況，煤電機組適當增大儲熱容量可以降低煤電機組的啟停成本以及棄風率。但是對于風電滲透率較低的情況，煤電機組儲熱容量過大時，煤電的啟停成本以及棄風率都基本保持不變。

圖3 不同風電裝機和儲熱容量下的煤電啟停成本

圖4 不同風電裝機和儲熱容量下的系統(tǒng)棄風率

4 結束語

本文針對山西未來高比例的風電并網，提出了對常規(guī)煤電機組進行抽汽與雙儲熱的技術改造，深度發(fā)掘山西常規(guī)煤電的調峰潛力，并且通過算例進行仿真驗證，得到以下結論：

(1)通過對煤電機組進行抽汽與雙儲熱的技術改造可以有效提升風電消納能力，降低煤電機組的發(fā)電成本。

(2)在風電滲透率過大時，應采用5 h的儲熱容量以降低棄風率；當風電滲透率較低時，應采用1.5 h的儲熱容量以降低運行成本。

綜上，本方法可在山西電網運行調峰嚴重困難時極大地緩解調峰壓力，降低棄風量以及運行成本。本文在進行經濟調度建模時，并未考慮對鍋爐進行改造的初期投資以及運行維護成本，實際應用時還需要再進一步的討論研究。