促进风电消纳的太阳能-燃煤热电联产系统性能研究

（来源：“中国电力”作者：黄畅1, 颜逸贤1, 白尧1, 张琪2, 王卫良1, 李文娜3）

摘要：冬季供暖期内，因热电冲突带来的供热机组调峰能力受限是中国“三北”地区出现大量弃风现象的主要原因。为促进新能源规模化消纳，以锡林浩特600 MW太阳能-燃煤热电联产系统为研究对象，建立了太阳能集热场、热电联产机组等关键设备数学模型，在实际气象条件及负荷需求下，研究太阳能-燃煤热电联产系统与100 MW风电场的多能协同运行特性及年综合性能。结果表明，相比于原机组，太阳能-燃煤热电联产机组调峰下限可下降150 MW，从而促进风电规模化并网；在配置有51万m2槽式集热场、3 h蓄热罐的情况下，年弃风量从0.21 亿kW·h减少至0.07 亿kW·h，弃风率从7.91%下降至2.70%，下降幅度为62.2%；同时，太阳能集热发电量为1.5 亿kW·h，共可节煤4.9万t/年，减少二氧化碳排放13.2万t/年，效益显著。

引言

新能源的规模化利用是中国实施节能减排及碳中和战略，构建清洁低碳、安全高效能源体系的重大需求。2020年，中国弃风弃光限电问题依然严峻，全国弃风电量为166 亿kW·h，90%以上发生在三北地区[1]。风资源的波动性、风力机调峰能力弱、风电出力的季节性和时域性反调峰特性[2]，以及冬季供暖期因热电冲突带来的供热机组调峰能力受限是造成中国三北地区出现严重弃风问题的主要原因[3-4]。为提高供热机组调峰能力，当前主要采取2种技术路径[5]：扩大机组热电比或配置蓄热装置实现热电解耦。然而在扩大机组热电比技术路径中，高低旁路改造[6]、高背压供热改造[7]降低了机组发电效率；光轴改造方案[8]、低压缸切缸运行[9]、汽汽引射技术[10]等灵活性欠佳。在配置蓄热等额外热源的技术路径中，电锅炉等“弃电”热用热经济性差[11]；常规蓄热投资成本高而且易闲置[12]，太阳能跨季节蓄热供能成本较高[13-14]。三北地区是中国太阳能资源较为丰富的地区[15]，利用聚光集热技术获得的太阳能热量，其温度可在较大范围内调整，因而既可用于供热也可用于发电[16]。因此，本文借鉴太阳能与燃煤互补发电系统的集成思路[17]，将太阳能与供热机组集成形成太阳能-燃煤热电联产系统以提高机组的灵活性，并建立系统关键设备数学模型，通过仿真实验，研究太阳能-燃煤热电联产系统的运行特性，揭示太阳能-燃煤热电联产系统耦合机理，为解决新能源规模化利用与供热机组调峰能力不足之间的矛盾提供新的思路。

1系统概述

如图1所示，将太阳能槽式集热场与热电联产机组在给水侧及供热管网耦合，形成太阳能-燃煤热电联产系统，其优势在于太阳能集热温度可在较大范围内调整，因而可依据负荷需要灵活用于供热或发电。在供热模式下，引入太阳能热量供暖可提高供热机组的调峰能力，改善由于热电冲突带来的弃风问题。在发电模式下，借助供热机组大型高效蒸汽轮机，在降低太阳能发电成本的同时，大幅度提高太阳能热发电效率。在这2种模式下，机组出力下限均进一步降低，调峰能力增强，从而促进风电的规模化上网。

图1 太阳能与热电联产机组耦合示意

Fig.1 Integrated schematic diagram of solar energy and cogeneration unit

如图2所示，供热机组的热、电功率具有紧耦合性，机组的调峰能力主要受汽轮机最大进汽量和汽轮机末级安全排汽量的约束，调峰能力C0可以用供热负荷Lh表示。

图2 太阳能-燃煤热电联产系统供能区域Fig.2 Energy supply zone of solar-coal-fired cogeneration system

式中：Lh为供热负荷，MW；QCHP为热电联产机组的供热功率，MW；Wmax和Wmin分别是在供热功率为QCHP时热电联产机组的电功率上、下限，MW。随着供热功率增大、供暖抽汽增多，在最大进汽工况下机组的做功量减小，因此机组调峰上限Wmax随之减小；在保持汽轮机排汽流量安全/最小的情况下，汽轮机进汽流量也随之增大，机组的发电功率提高，因此机组调峰下限Wmin随着增大，进而导致机组调峰能力降低。冬季供暖期内，供热机组运行在“以热定电”模式下，机组的调峰能力严重受限，因而难以为风电腾出上网空间，这是三北地区出现弃风现象的主要原因。在太阳能-燃煤热电联产系统中，太阳能提供热功率Qsol,h辅助供暖，因此系统的调峰能力可表示为

式中：Qsol,h为太阳能的供热功率，MW。相比于原机组，热电联产机组的供热功率QCHP减小，机组的调峰能力提高，从而为风电上网腾出空间。在非供暖期，利用太阳能集热取代高加抽汽，被取代的高加抽汽继续在汽轮机中膨胀做功，从而减少燃煤消耗，实现节能减排。

2数学模型

2.1 风电出力模型

相比于太阳能-燃煤热电联产系统，风电系统出力响应时间短，本文以FD77 B型风力机为研究对象，通过拟合风力机功率曲线建立风速与风电出力的静态关系模型，如图3所示。

图3 FD77 B型风力机功率曲线Fig.3 Power curve of FD77 B wind turbine

通常风速气象数据是在地面以上10 m处采集，可通过式（3）估算轮毂高度处的风速，进而结合功率曲线获得风机功率输出。

式中：v1为距地面高度h1=10 m处的风速，m/s；v2为距地面高度h2=70 m处的风速，m/s；α为风切变系数，取0.14。

2.2 槽式集热场模型

传热流体流经集热场获得的太阳辐射能[18-19]为

式中：Qabs为集热管中工质的吸热量，W/m2；Qloss为集热管热损失，W/m2；Qpipe为集热场管路热损失，W/m2。

集热管中热载体吸热量[20-21]为

式中：DDNI为太阳法向直射辐照度，W/m2；θ为入射角，°；I为入射角修正系数；ηs为集热器遮荫系数；ηel为末端损失因子；ηfce为集热场效率光学修正因子；ηhce为集热装置效率光学修正因子。

2.3 供热机组模型

本文采用改进型Flügel公式[22]进行汽轮机的变工况计算，即

式中：i为汽轮机级组数；Gi、G'i分别为汽轮机设计工况、变工况下第i级蒸汽流量，kg/s；Pi、P′i分别为汽轮机设计工况、变工况下第i级级组出口压力，MPa。

供热机组电功率输出可表示为

式中：Wi为汽轮机级组i做功，MW；We为汽轮机整体的电功率输出，MW；ΔHi,i为汽轮机级组i内蒸汽理想焓降，kJ/kg；ηi为汽轮机级组i的内效率；n为汽轮机级组数量。

供热机组热功率输出QCHP可表示为

式中：Ggr为供热抽汽流量，kg/s；Hgr为供热抽汽焓值，kJ/kg；Hhs为回水焓值，kJ/kg。

2.4 多能协同运行模型

太阳能-燃煤热电联产系统与风电场协同运行以满足电、热负荷需求平衡，其中多能协同模型如式（9）、（10）所示。

其中

式中：QTES'、QTES分别为蓄热罐上一时刻及当前时刻的储热量，MW·h；Ajrc为集热场面积，m2；WCHP为热电联产机组热功率，MW；Qlim为太阳能供热功率上限值，MW。

太阳能-燃煤热电联产系统与风电场的协同运行，应首先保障电、热负荷的供需平衡。因此以电负荷供需偏差最小值min(ΔW)为主要目标函数，通过调节太阳能供热功率Qsol,h以相应地改变热电联产机组的调峰区间，进而在调峰区间内选取WCHP使得电负荷供需偏差ΔW尽可能小。

当供暖期内出现太阳能供热功率在[Qsol,hmin,Qsol,hmax]内电负荷供需偏差值ΔW为0时，如图2中斜纹条所示，此时太阳能供热功率的选取有无数解。计及冬季太阳能资源相对较弱且供暖期需要大量太阳能集热以实现热电解耦，因此以太阳能供热功率min(Qsol,hmin)为次要目标函数，以延长太阳能热电解耦的作用时长。

而在非供暖期，计及供热机组的调峰压力较小，在保证电负荷供需偏差ΔW为0的前提下，以获取最大太阳能热发电功率max(Wsol,e)为次要目标函数。其中，太阳能发电功率Wsol,e可表示为

式中：Qcoal,e为燃煤输入热力循环中的热功率，MW。

3案例分析

以锡林浩特某600 MW供热机组（主要参数见表1）与100 MW风电场协同供能为对象展开分析，供暖期为每年的11月15日至次年3月15日。当地典型年太阳辐照强度DNI、环境温度和风资源(10 m处)条件如图4所示。图5是该热电联产机组与风电场的年电负荷、热负荷曲线，全年热负荷量为3 387.6 TJ，电负荷量为42.58 亿kW·h。基于当地典型年风力资源条件，利用风电功率模型可获得年风力发电量为2.72 亿kW·h，风力发电场年利用小时数为2704 h。

表1 100%THA工况下供热机组主要参数Table 1 Main parameters of the 600 MW CHP unit operated at 100% THA condition

图4 典型年太阳辐照强度、环境温度和10 m高空风速数据Fig.4 DNI, ambient temperature and 10 meter’s wind speed data in the typical year

图5 年电负荷和年热负荷曲线Fig.5 Curves of annual electric load and heat load

3.1 供暖期系统性能分析

原热电联产机组与风电场协同运行特性如图6所示，由于在冬季供暖期，供热机组以热定电，调峰性能减弱，从而出现严重弃风现象，全年弃风量达0.21 亿kW·h，弃风率为7.91%。如图6 b)所示，以第326~330天（11月底，供暖期内）连续120 h为例进行分析：在凌晨电负荷低谷时段，恰好是风电发电功率的顶峰期，因此也是频繁出现弃风现象的时段。

图6 原热电联产机组与风电场协同运行特性Fig.6 Operating acteristics of the integrated original CHP unit and wind plant

在太阳能-燃煤热电联产机组中，机组在THA工况时完全取代三级高加抽汽所需的热功率（约270 MW），以锡林浩特夏至日正午、DNI为1 000 W/m2为设计点设计集热场，太阳能倍数取值1.3[23]。集热器采用LS-2典型槽式集热器，总面积为515 700m2，共包括2 190个回路，每个回路包含6个集热器模块，模块规格为5×47.1m2。集热器采用南北水平轴单轴跟踪布置，列间距取12.5 m，传热工质为VP-1导热油，并配置有3 h (3×270 MW·h)的蓄热罐。

太阳能-燃煤热电联产机组与风电场协同运行特性如图7所示。由图7 a)可见，在供暖期利用太阳能集热供热实现热电解耦，可以有效提高机组调峰能力从而减小弃风电量，仿真结果表明，全年弃风量减少至0.07 亿kW·h，弃风率为2.7%，下降幅度达到62.2%。由图7 b)可见，仍以第326~330天为例进行分析：供暖期内，太阳能集热优先用于供热模式，从而减少弃风，如图中1~60 h所示；当蓄热量不足时，仍存在弃风现象。

图7 太阳能-燃煤热电联产机组与风电场联动协同运行特性Fig.7 Operating acteristics of the integrated solar-CHP unit and wind plant

3.2 非供暖期系统性能分析

在非供暖期，太阳能集热用于发电以提高系统效益。利用太阳能集热加热给水，被取代的三级高加抽汽回到汽轮机中继续膨胀做功，在特定的电负荷需求下，主蒸汽流量随之减小，进而节约燃煤消耗。太阳能-燃煤热电联产系统的太阳能发电状况如图8所示。由图8 a)可见，全年太阳能发电量为1.5 亿kW·h。由图8 b)可见，以第226~230天（8月份，非供暖期）5 天为例进行分析：太阳能集热通过加热给水取代高加抽汽的方式进行发电，其发电功率峰值可达77 MW，约为太阳能-燃煤热电联产系统总发电功率的1/6。

图8 太阳能-燃煤热电联产系统的太阳能发电功率Fig.8 Solar generation of the solar-coal CHP unit

将太阳能-燃煤热电联产系统的年运行性能总结于表2中。相比于原机组，太阳能-燃煤热电联产系统每年可促进0.13 亿kW·h风电上网，新增太阳能发电1.5 亿kW·h，同时供暖97.2 TJ，共计可节煤4.9 万t/年，减少二氧化碳排放13.2 万t/年。

表2 太阳能-燃煤热电联产系统年性能概况Table 2 Annual performance of solar aided CCHP system

4结论

三北地区是中国风力发电、光伏发电等可再生能源电力发展的主要阵地，然而受限于当地以供热机组为主体的电源结构出现了严重的弃风弃光现象。基于三北地区的资源禀赋条件，将太阳能与燃煤供热机组耦合形成太阳能-燃煤热电联产系统，既可以利用太阳能集热量供热实现热电解耦，大幅提高系统的调峰性能，同时又能借助太阳能热发电，提高新能源渗透率，实现节能减排。主要研究结论如下。（1）供热模式下系统调峰能力可提高150 MW以上；（2）年弃风电量从0.21 亿kW·h下降至0.07 亿kW·h，弃风率从7.91%下降至2.70%；（3）太阳能供热量为97.2 TJ，太阳能热发电量为1.5 亿kW·h，可节省标煤4.9万t/年，二氧化碳减排13.2 万t/年。（4）太阳能-燃煤热电联产系统为解决新能源大规模消纳的高弹性需求与燃煤供热机组调峰能力不足之间的矛盾提供了新思路，为实现碳达峰和碳中和国家战略提供助力。