促進風電消納的太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)性能研究

黃暢，顏逸賢，白堯，張琪，王衛(wèi)良，李文娜

(1. 暨南大學 能源電力研究中心，廣東 珠海 519070；2. 珠海格力電器股份有限公司，廣東 珠海 519070；3. 國網(wǎng)寧夏電力有限公司電力科學研究院，寧夏 銀川 750002)

0 引言

新能源的規(guī)?；檬侵袊鴮嵤┕?jié)能減排及碳中和戰(zhàn)略，構建清潔低碳、安全高效能源體系的重大需求。2020年，中國棄風棄光限電問題依然嚴峻，全國棄風電量為166 億kW·h，90%以上發(fā)生在三北地區(qū)[1]。風資源的波動性、風力機調峰能力弱、風電出力的季節(jié)性和時域性反調峰特性[2]，以及冬季供暖期因熱電沖突帶來的供熱機組調峰能力受限是造成中國三北地區(qū)出現(xiàn)嚴重棄風問題的主要原因[3-4]。

為提高供熱機組調峰能力，當前主要采取2種技術路徑[5]：擴大機組熱電比或配置蓄熱裝置實現(xiàn)熱電解耦。然而在擴大機組熱電比技術路徑中，高低旁路改造[6]、高背壓供熱改造[7]降低了機組發(fā)電效率；光軸改造方案[8]、低壓缸切缸運行[9]、汽汽引射技術[10]等靈活性欠佳。在配置蓄熱等額外熱源的技術路徑中，電鍋爐等“棄電”熱用熱經(jīng)濟性差[11]；常規(guī)蓄熱投資成本高而且易閑置[12]，太陽能跨季節(jié)蓄熱供能成本較高[13-14]。

三北地區(qū)是中國太陽能資源較為豐富的地區(qū)[15]，利用聚光集熱技術獲得的太陽能熱量，其溫度可在較大范圍內調整，因而既可用于供熱也可用于發(fā)電[16]。因此，本文借鑒太陽能與燃煤互補發(fā)電系統(tǒng)的集成思路[17]，將太陽能與供熱機組集成形成太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)以提高機組的靈活性，并建立系統(tǒng)關鍵設備數(shù)學模型，通過仿真實驗，研究太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的運行特性，揭示太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)耦合機理，為解決新能源規(guī)?；门c供熱機組調峰能力不足之間的矛盾提供新的思路。

1 系統(tǒng)概述

如圖1所示，將太陽能槽式集熱場與熱電聯(lián)產(chǎn)機組在給水側及供熱管網(wǎng)耦合，形成太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，其優(yōu)勢在于太陽能集熱溫度可在較大范圍內調整，因而可依據(jù)負荷需要靈活用于供熱或發(fā)電。在供熱模式下，引入太陽能熱量供暖可提高供熱機組的調峰能力，改善由于熱電沖突帶來的棄風問題。在發(fā)電模式下，借助供熱機組大型高效蒸汽輪機，在降低太陽能發(fā)電成本的同時，大幅度提高太陽能熱發(fā)電效率。在這2種模式下，機組出力下限均進一步降低，調峰能力增強，從而促進風電的規(guī)模化上網(wǎng)。

圖1 太陽能與熱電聯(lián)產(chǎn)機組耦合示意Fig. 1 Integrated schematic diagram of solar energy and cogeneration unit

如圖2所示，供熱機組的熱、電功率具有緊耦合性，機組的調峰能力主要受汽輪機最大進汽量和汽輪機末級安全排汽量的約束，調峰能力C0可以用供熱負荷Lh表示。

圖2 太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)供能區(qū)域Fig. 2 Energy supply zone of solar-coal-fired cogeneration system

式中：Lh為供熱負荷，MW；QCHP為熱電聯(lián)產(chǎn)機組的供熱功率，MW；Wmax和Wmin分別是在供熱功率為QCHP時熱電聯(lián)產(chǎn)機組的電功率上、下限，MW。

隨著供熱功率增大、供暖抽汽增多，在最大進汽工況下機組的做功量減小，因此機組調峰上限Wmax隨之減??；在保持汽輪機排汽流量安全/最小的情況下，汽輪機進汽流量也隨之增大，機組的發(fā)電功率提高，因此機組調峰下限Wmin隨著增大，進而導致機組調峰能力降低。冬季供暖期內，供熱機組運行在“以熱定電”模式下，機組的調峰能力嚴重受限，因而難以為風電騰出上網(wǎng)空間，這是三北地區(qū)出現(xiàn)棄風現(xiàn)象的主要原因。

在太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)中，太陽能提供熱功率Qsol,h輔助供暖，因此系統(tǒng)的調峰能力可表示為

式中：Qsol,h為太陽能的供熱功率，MW。相比于原機組，熱電聯(lián)產(chǎn)機組的供熱功率QCHP減小，機組的調峰能力提高，從而為風電上網(wǎng)騰出空間。在非供暖期，利用太陽能集熱取代高加抽汽，被取代的高加抽汽繼續(xù)在汽輪機中膨脹做功，從而減少燃煤消耗，實現(xiàn)節(jié)能減排。

2 數(shù)學模型

2.1 風電出力模型

相比于太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，風電系統(tǒng)出力響應時間短，本文以FD77 B型風力機為研究對象，通過擬合風力機功率曲線建立風速與風電出力的靜態(tài)關系模型，如圖3所示。

圖3 FD77 B型風力機功率曲線Fig. 3 Power curve of FD77 B wind turbine

通常風速氣象數(shù)據(jù)是在地面以上10 m處采集，可通過式（3）估算輪轂高度處的風速，進而結合功率曲線獲得風機功率輸出。

式中：v1為距地面高度h1=10 m處的風速，m/s；v2為距地面高度h2=70 m 處的風速，m/s；α為風切變系數(shù)，取0.14。

2.2 槽式集熱場模型

傳熱流體流經(jīng)集熱場獲得的太陽輻射能[18-19]為

式中：Qabs為集熱管中工質的吸熱量，W/m2；Qloss為集熱管熱損失，W/m2；Qpipe為集熱場管路熱損失，W/m2。

集熱管中熱載體吸熱量[20-21]為

式中：DDNI為太陽法向直射輻照度，W/m2；θ為入射角，°；I為入射角修正系數(shù)；ηs為集熱器遮蔭系數(shù)；ηel為末端損失因子；ηfce為集熱場效率光學修正因子；ηhce為集熱裝置效率光學修正因子。

2.3 供熱機組模型

本文采用改進型Flügel公式[22]進行汽輪機的變工況計算，即

式中：i為汽輪機級組數(shù)；分別為汽輪機設計工況、變工況下第i級蒸汽流量，kg/s；分別為汽輪機設計工況、變工況下第i級級組出口壓力，MPa。

式中：Wi為汽輪機級組i做功，MW；We為汽輪機整體的電功率輸出，MW；ΔHi,i為汽輪機級組i內蒸汽理想焓降，kJ/kg；ηi為汽輪機級組i的內效率；n為汽輪機級組數(shù)量。

供熱機組熱功率輸出QCHP可表示為

式中：Ggr為供熱抽汽流量，kg/s；Hgr為供熱抽汽焓值，kJ/kg；Hhs為回水焓值，kJ/kg。

2.4 多能協(xié)同運行模型

太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)與風電場協(xié)同運行以滿足電、熱負荷需求平衡，其中多能協(xié)同模型如式（9）、（10）所示。

式中：QTES′、QTES分別為蓄熱罐上一時刻及當前時刻的儲熱量，MW·h；Ajrc為集熱場面積，m2；WCHP為熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱功率，MW；Qlim為太陽能供熱功率上限值， MW。

太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)與風電場的協(xié)同運行，應首先保障電、熱負荷的供需平衡。因此以電負荷供需偏差最小值min(ΔW)為主要目標函數(shù)，通過調節(jié)太陽能供熱功率Qsol,h以相應地改變熱電聯(lián)產(chǎn)機組的調峰區(qū)間，進而在調峰區(qū)間內選取WCHP使得電負荷供需偏差ΔW盡可能小。

當供暖期內出現(xiàn)太陽能供熱功率在[Qsol,hmin,Qsol,hmax]內電負荷供需偏差值ΔW為0時，如圖2中斜紋條所示，此時太陽能供熱功率的選取有無數(shù)解。計及冬季太陽能資源相對較弱且供暖期需要大量太陽能集熱以實現(xiàn)熱電解耦，因此以太陽能供熱功率min(Qsol,hmin)為次要目標函數(shù)，以延長太陽能熱電解耦的作用時長。

結合數(shù)學學科特點，旨在探析數(shù)學課堂留白的內涵、理論基礎與教學價值，并對當下數(shù)學教學實踐中存在的問題進行反思，以期提升數(shù)學課堂教學的效能，促進學生核心素養(yǎng)的發(fā)展．

而在非供暖期，計及供熱機組的調峰壓力較小，在保證電負荷供需偏差ΔW為0的前提下，以獲取最大太陽能熱發(fā)電功率max(Wsol,e)為次要目標函數(shù)。其中，太陽能發(fā)電功率Wsol,e可表示為

式中：Qcoal,e為燃煤輸入熱力循環(huán)中的熱功率，MW。

3 案例分析

以錫林浩特某600 MW供熱機組（主要參數(shù)見表1）與100 MW風電場協(xié)同供能為對象展開分析，供暖期為每年的11月15日至次年3月15日。當?shù)氐湫湍晏栞椪諒姸菵NI、環(huán)境溫度和風資源(10 m處)條件如圖4所示。圖5是該熱電聯(lián)產(chǎn)機組與風電場的年電負荷、熱負荷曲線，全年熱負荷量為 3 387.6 TJ，電負荷量為 42.58 億 kW·h?；诋?shù)氐湫湍觑L力資源條件，利用風電功率模型可獲得年風力發(fā)電量為2.72 億kW·h，風力發(fā)電場年利用小時數(shù)為 2704 h。

表1 100%THA工況下供熱機組主要參數(shù)Table 1 Main parameters of the 600 MW CHP unit operated at 100% THA condition

圖4 典型年太陽輻照強度、環(huán)境溫度和10 m高空風速數(shù)據(jù)Fig. 4 DNI, ambient temperature and 10 meter’s wind speed data in the typical year

圖5 年電負荷和年熱負荷曲線Fig. 5 Curves of annual electric load and heat load

3.1 供暖期系統(tǒng)性能分析

原熱電聯(lián)產(chǎn)機組與風電場協(xié)同運行特性如圖6所示，由于在冬季供暖期，供熱機組以熱定電，調峰性能減弱，從而出現(xiàn)嚴重棄風現(xiàn)象，全年棄風量達0.21 億kW·h，棄風率為7.91%。如圖6 b)所示，以第326～330天（11月底，供暖期內）連續(xù)120 h為例進行分析：在凌晨電負荷低谷時段，恰好是風電發(fā)電功率的頂峰期，因此也是頻繁出現(xiàn)棄風現(xiàn)象的時段。

圖6 原熱電聯(lián)產(chǎn)機組與風電場協(xié)同運行特性Fig. 6 Operating characteristics of the integrated original CHP unit and wind plant

在太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組中，機組在THA工況時完全取代三級高加抽汽所需的熱功率（約270 MW），以錫林浩特夏至日正午、DNI為1 000 W/m2為設計點設計集熱場，太陽能倍數(shù)取值1.3[23]。集熱器采用LS-2典型槽式集熱器，總面積為 515 700 m2，共包括 2 190 個回路，每個回路包含6個集熱器模塊，模塊規(guī)格為5×47.1 m2。集熱器采用南北水平軸單軸跟蹤布置，列間距取12.5 m，傳熱工質為VP-1導熱油，并配置有3 h(3×270 MW·h)的蓄熱罐。

太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組與風電場協(xié)同運行特性如圖7所示。由圖7 a)可見，在供暖期利用太陽能集熱供熱實現(xiàn)熱電解耦，可以有效提高機組調峰能力從而減小棄風電量，仿真結果表明，全年棄風量減少至0.07 億kW·h，棄風率為2.7%，下降幅度達到62.2%。由圖7 b)可見，仍以第326～330天為例進行分析：供暖期內，太陽能集熱優(yōu)先用于供熱模式，從而減少棄風，如圖中1～60 h所示；當蓄熱量不足時，仍存在棄風現(xiàn)象。

圖7 太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組與風電場聯(lián)動協(xié)同運行特性Fig. 7 Operating characteristics of the integrated solar-CHP unit and wind plant

3.2 非供暖期系統(tǒng)性能分析

在非供暖期，太陽能集熱用于發(fā)電以提高系統(tǒng)效益。利用太陽能集熱加熱給水，被取代的三級高加抽汽回到汽輪機中繼續(xù)膨脹做功，在特定的電負荷需求下，主蒸汽流量隨之減小，進而節(jié)約燃煤消耗。

太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的太陽能發(fā)電狀況如圖8所示。由圖8 a)可見，全年太陽能發(fā)電量為 1.5 億 kW·h。由圖 8 b)可見，以第 226～230 天（8月份，非供暖期）5 天為例進行分析：太陽能集熱通過加熱給水取代高加抽汽的方式進行發(fā)電，其發(fā)電功率峰值可達77 MW，約為太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)總發(fā)電功率的1/6。

圖8 太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的太陽能發(fā)電功率Fig. 8 Solar generation of the solar-coal CHP unit

將太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的年運行性能總結于表2中。相比于原機組，太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)每年可促進0.13 億kW·h風電上網(wǎng)，新增太陽能發(fā)電 1.5 億 kW·h，同時供暖 97.2 TJ，共計可節(jié)煤4.9 萬t/年，減少二氧化碳排放13.2 萬t/年。

表2 太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)年性能概況Table 2 Annual performance of solar aided CCHP system

4 結論

三北地區(qū)是中國風力發(fā)電、光伏發(fā)電等可再生能源電力發(fā)展的主要陣地，然而受限于當?shù)匾怨釞C組為主體的電源結構出現(xiàn)了嚴重的棄風棄光現(xiàn)象?；谌钡貐^(qū)的資源稟賦條件，將太陽能與燃煤供熱機組耦合形成太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，既可以利用太陽能集熱量供熱實現(xiàn)熱電解耦，大幅提高系統(tǒng)的調峰性能，同時又能借助太陽能熱發(fā)電，提高新能源滲透率，實現(xiàn)節(jié)能減排。主要研究結論如下。

（1）供熱模式下系統(tǒng)調峰能力可提高150 MW以上；

（2）年棄風電量從0.21 億kW·h下降至0.07億kW·h，棄風率從7.91%下降至2.70%；

（3）太陽能供熱量為97.2 TJ，太陽能熱發(fā)電量為1.5 億kW·h，可節(jié)省標煤4.9萬t/年，二氧化碳減排 13.2 萬 t/年。

（4）太陽能-燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)為解決新能源大規(guī)模消納的高彈性需求與燃煤供熱機組調峰能力不足之間的矛盾提供了新思路，為實現(xiàn)碳達峰和碳中和國家戰(zhàn)略提供助力。