齊海平

(中國大唐集團內(nèi)蒙古分公司錫盟新能源事業(yè)部,內(nèi)蒙古 錫林浩特 026000)

0 引言

根據(jù)《內(nèi)蒙古自治區(qū)燃煤自備電廠可再生能源替代工程實施細則(2022年版)》要求,燃煤自備電廠可再生能源替代工程,是基于自備電廠的調(diào)峰空間,配置相匹配的新能源規(guī)模,新能源所發(fā)電量替代自備電廠原有供電量。新能源與其自備電廠均需滿足不得向其他企業(yè)供電,不得向公網(wǎng)送電,不占用公網(wǎng)調(diào)峰資源及消納空間,配置新能源規(guī)模不高于自備電廠調(diào)峰能力,與自備電廠的最大總出力不變等。

按照以上要求,本次采用生產(chǎn)模擬方法進行仿真分析,參考某企業(yè)燃煤自備電廠全年8760 h出力曲線,按照調(diào)峰能力配置新能源規(guī)模。

2019年、2020年、2021年火電發(fā)電量分別為10.88億kWh、8.21億kWh、4.00億kWh,由于疫情對煤炭行業(yè)的影響,以及分配給該自備電廠煤炭指標不足,煤炭供給量使得2020年、2021年本自備電廠發(fā)電量低于正常年份,因此燃煤自備電廠可再生能源替代電量曲線以2019年數(shù)據(jù)為參考。

1 生產(chǎn)模擬及邊界條件

1.1 生產(chǎn)模擬

本項目系統(tǒng)平衡和模擬分析按“源-網(wǎng)-荷-儲”一體化技術(shù),采用負荷、火電、風電全年8760 h時間序列數(shù)據(jù)進行仿真運行研究［1］。在系統(tǒng)內(nèi)新增風電、儲能設(shè)施,通過調(diào)節(jié)系統(tǒng)中的可控單元(火電及儲能),充分發(fā)揮儲能快速響應(yīng)和火電的調(diào)峰作用,使系統(tǒng)中火電和新能源出力與火電2019年出力曲線一致。仿真系統(tǒng)可以統(tǒng)計新增可再生能源消納情況,火電發(fā)電小時數(shù),儲能電池儲放次數(shù)、功率、容量及儲能損失情況,通過分析上述結(jié)果,校核風電建設(shè)容量。

1.2 邊界條件

自備火電機組裝機共計28萬kW,機組類型為(2×10+8)萬kW,全部為供熱機組,供熱對象為煤化工用氣,其中8萬kW機組已經(jīng)停運,在線運行機組為2×10萬kW。新能源與火電聯(lián)合運行出力曲線參考2019年火電全年8760 h運行數(shù)據(jù)。運行仿真中,火電檢修安排在2019年火電發(fā)電功率較低月份,并且在較低月份安排1臺機組在線,增加新能源消納空間。將所選場址對應(yīng)的測風塔8760 h測風數(shù)據(jù),按照標準規(guī)范計算到對應(yīng)風電機組輪轂高度,結(jié)合所選風電機組發(fā)電功率曲線,計算得到風電場全年8760 h發(fā)電功率數(shù)據(jù)。儲能設(shè)施暫選擇電化學儲能,儲能效率按85%計算。

2 自備電廠運行特性

為積極貫徹落實國家提出的節(jié)能減排產(chǎn)業(yè)政策,根據(jù)“雙碳”、“雙控”工作要求,實施燃煤自備電廠可再生能源替代工程［2-3］。釋放自備電廠的調(diào)峰能力,為新能源調(diào)峰增加新能源消納量。

本項目火電機組裝機20萬kW,單臺機組容量為10萬kW,共計2臺,火電機組為自備電廠,機組按照5爐2機運行。本項目單臺火電機組最小技術(shù)出力率為額定容量的15%,即單臺機組最小技術(shù)出力為1.5萬kW,則調(diào)峰能力為8.5萬kW,因此2臺機組最低出力為3萬kW,調(diào)峰容量為17萬kW。

根據(jù)2019年運行情況可知火電發(fā)電量為10.88億kWh,最大發(fā)電功率為18.0萬kW,火電發(fā)電小時數(shù)為5442 h。由于本自備電廠供電負荷為煤化工負荷,負荷全年運行相對平穩(wěn)?；痣娔昶骄粘隽μ匦郧€見圖1。

圖1 火電年平均日出力特性

3 新能源出力特性

3.1 新能源發(fā)電曲線

結(jié)合場址建設(shè)條件,按照《內(nèi)蒙古自治區(qū)燃煤自備電廠可再生能源替代工程實施細則(2022年版)》要求,使用生產(chǎn)模擬仿真,得到風電裝機規(guī)模為17.5萬kW,風電場全年8760 h出力見圖2。

圖2 風電8760 h出力曲線

3.2 年出力變化

風電年內(nèi)月出力變化曲線見圖3,可見電出力的月變化情況10月—次年5月風電出力較高,6月—9月風電出力較低。風電出力4月發(fā)電量最大,8月發(fā)電量最小,風電出力呈明顯的“冬大夏小”的規(guī)律。

圖3 風電年內(nèi)月出力特性

3.3 日年均出力特性

風電年平均日出力變化曲線見圖4,可見風電出力在11:00—22:00較大,23:00—次日10:00出力較低。

圖4 風電年平均日出力特性

3.4 出力保證率曲線

計算風電全年8760 h出力,按照風電場不同上網(wǎng)功率計算風電場出力保證率和累計電量占總發(fā)電量比例。風電場上網(wǎng)容量按照額定裝機的5%為一個間隔進行統(tǒng)計保證率和累計電量,以此說明風電場在不同上網(wǎng)容量下的出力概率和能夠上網(wǎng)電量情況,統(tǒng)計結(jié)果見圖5。

圖5 風電出力-保證率-電量累積曲線

3.5 大風季、小風季典型日發(fā)電曲線

大風季和小風季風電出力典型日曲線分別如圖6、圖7所示。

圖6 大風季風電典型日發(fā)電曲線

圖7 小風季風電典型日發(fā)電曲線

4 儲能

儲能技術(shù)是減碳發(fā)展過程中,用高比例可再生能源解決新增負荷的電力供應(yīng)問題的關(guān)鍵,儲能設(shè)施主要服務(wù)于電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻運行,儲能設(shè)施根據(jù)系統(tǒng)內(nèi)風、光等電源及用電負荷特性,通過智能控制實現(xiàn)聯(lián)合優(yōu)化運行,高度參與系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻和緊急電力支撐。

本系統(tǒng)儲能為電化學儲能,電化學儲能具有削峰填谷和平滑曲線的作用,儲能電站的主要功能特性包括如下幾點。

a.削峰填谷功能［4］。隨著新能源和經(jīng)濟發(fā)展,面臨新能源發(fā)電和負荷峰谷差逐步提高的問題,儲能可緩解發(fā)電與負荷用電特性不匹配問題,可緩解供電緊張及滿足調(diào)峰調(diào)頻需求。

b.負荷快速響應(yīng)功能［5］。提升電力供應(yīng)保障水平,大規(guī)模的電池儲能裝置具有毫秒級的響應(yīng)時間,為電力供應(yīng)安全運行提供快速功率支援。

c.促進新能源消納。為新能源的規(guī)模開發(fā)創(chuàng)造條件,可豐富系統(tǒng)調(diào)峰和大氣污染防治手段,提高能源利用綜合效益。

d.電力系統(tǒng)安全運行?？梢蕴岣唠娏ο到y(tǒng)的供電可靠性,使電力系統(tǒng)能夠安全經(jīng)濟運行。

儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)中起到實時功率平衡作用［6］。儲能系統(tǒng)在負荷功率快速下降、可再生能源出力快速增長或可再生能源出力較大時進行充電,在負荷功率快速增長、可再生能源出力快速下降或可再生能源出力較低時進行放電,緩解由于可再生能源和負荷的變化給電力系統(tǒng)帶來的調(diào)頻調(diào)峰壓力。

本項目配置新能源為燃煤自備電廠可再生能源替代項目,新能源規(guī)模按照自備電廠調(diào)峰能力配置,綜合考慮所配置風電的經(jīng)濟性、出力變化情況,配置儲能時長按4 h計算,儲能功率按風電裝機容量的15%、20%、25%進行對比分析,分別計算新能源綜合利用率,負荷參與調(diào)峰電量等指標進行對比分析。計算結(jié)果見表1和表2。

表1 儲能方案對比

表2 電量平衡方案 單位:億kWh

由表1和表2可知,隨著儲能規(guī)模的增加,新能源利用率在提高,但增加比例較小,綜合考慮經(jīng)濟性,選擇最優(yōu)儲能方案。為方便儲能配置,儲能功率按2.7萬kW取值,即按新能源裝機15.4%計取,儲能功率為2.7萬kW,儲能時長4 h。

儲能控制中引入風電超短期、短期預測,根據(jù)預測結(jié)果,結(jié)合儲能功能定位,合理有序啟動儲能充放電動作,使儲能在電力系統(tǒng)中達到最優(yōu)使用效果。通過優(yōu)化儲能電池運行,減少儲能電池深充、深放動作,提高儲能電池使用壽命。根據(jù)全年8760 h數(shù)據(jù)仿真運算,儲能電池全年充電1734次,充電量為1635萬kWh;放電1733次,放電量為1382萬kWh,儲能損失253萬kWh。儲能全年充、放電功率見圖8。

圖8 儲能全年8760 h充、放電功率曲線

5 風火(自備電廠)儲耦合運行分析

通過生產(chǎn)仿真分析,項目風電裝機容量為17.5萬kW,發(fā)電時長為3132 h,總發(fā)電量為5.48億kWh,由火電深度調(diào)峰促進新能源消納電量為4.99億kWh,儲能損失為253萬kWh,棄電量為4688萬kWh,棄電率為8.55%,新能源利用率為91.45%。

火電、風電最大發(fā)電功率為18.0萬kW,與自備電廠2019年最大發(fā)電功率相同,火電、風電總發(fā)電量為10.88億kW,與火電2019年總發(fā)電量10.88億kWh一致,實現(xiàn)燃煤自備電廠可再生能源替代比例為45.82%。全年8760 h電力平衡曲線見圖9。

圖9 全年8760 h風火儲耦合出力平衡曲線

對大風季和小風季典型日運行情況進行分析,曲線見圖10—圖15。

圖12 大風季典型日風火儲耦合運行曲線

圖13 小風季風電典型運行曲線

圖14 小風季典型日對應(yīng)火電功率曲線

圖15 小風季典型日風火儲耦合運行曲線

根據(jù)大風典型日運行情況可知,此時儲能充滿電,風電出現(xiàn)少量棄電量,大風典型日棄電率為6.80%,較全年平均棄電率稍低,表明風電出力持續(xù)性相對較好。根據(jù)小風季典型日運行情況可知,風電不棄電。

6 建設(shè)規(guī)模

通過仿真分析,本項目依托火電調(diào)峰能力,新能源所發(fā)電量替代自備電廠原有供電量［7-8］,配套風電裝機容量為17.5萬kW,發(fā)電時長為3132 h,配套儲能為2.7萬kW/10.8萬kWh(配套比值),儲能功率為風電裝機容量的15%,儲能時長為4 h。

7 結(jié)語

通過對某企業(yè)燃煤自備電廠生產(chǎn)模擬及邊界條件、自備電廠運行特性、 新能源出力特性、儲能系統(tǒng)、風火(自備電廠)儲耦合運行分析及仿真計算,合理配置新能源裝機規(guī)模和儲能設(shè)置,利用新能源發(fā)電量替代火電發(fā)電量,提高了地區(qū)系統(tǒng)內(nèi)新能源裝機容量,可助力區(qū)域新型電力系統(tǒng)建設(shè)。該項目配置儲能2.7萬kW,儲能時長為4 h,實現(xiàn)燃煤自備電廠可再生能源替代比例為45.82%。基于自備電廠調(diào)峰空間,配置相匹配的新能源規(guī)模。新能源發(fā)電量替代自備電廠原有供電量,既不占用能耗指標,又增加了新能源開發(fā)建設(shè)規(guī)模,能夠提升地區(qū)新能源消納比例,有助于地方能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和雙碳目標落實。