基于电锅炉的火力发电厂消纳风电系统运行性能仿真研究

李笑宇， 刘 卓,杜 徽， 詹天旸， 吴 昊

(西南交通大学 电气工程学院，四川 成都 610031)

基于电锅炉的火力发电厂消纳风电系统运行性能仿真研究

李笑宇， 刘 卓,杜 徽， 詹天旸， 吴 昊

(西南交通大学 电气工程学院，四川 成都 610031)

针对“三北”地区弃风限电的原因，提出了通过在火电厂引入电锅炉系统加热火电厂凝结水的方案，以达到消纳风电过剩产能、减少火电厂燃煤量的目的。以某350 MW 国产亚临界燃煤机组为例，与某50 MW风电场形成配套系统。基于STAR-90仿真平台建立实时动态仿真模型，对以上方案进行了仿真实验，模拟了机组运行过程，进行了经济性分析，对电锅炉的运行参数、选型提出了指导意见。模拟结果表明，该方案可以在消纳风电的同时有效减少燃煤机组的燃煤量，从而提高机组经济效益。相较于已经提出的其他方案，具有更普遍的应用前景。

弃风限电；电锅炉；加热凝结水；消纳风电；仿真

0 引言

据国家能源局《2016风电并网运行情况》[1]，2016年全年新增风电装机1 930万kW，累计并网装机容量达到1.49亿kW，占全部发电装机容量的9%，风电发电量2 410亿kW时，占全部发电量的4%。随着风电并网规模的逐年扩大，三北地区的弃风限电现象越来越严重。据国家能源局统计，2016年，全国弃风较为严重的地区是甘肃(弃风率43%、弃风电量104亿kW·h)、新疆(弃风率38%、弃风电量137亿kW·h)。如何有效消纳风电，促进风电健康发展，已经成为全社会关注的问题。

现如今，引起大规模弃风限电的因素主要有：风电场与电网建设不同步；风电特性与电网调峰能力不匹配；三北地区自身消纳能力差等。特别是三北地区由于冬季需要供暖，热电厂以热定电，占据了电网大部分发电负荷。而冬季往往又是风能充足的季节，这直接导致了风电场弃风严重。显然，如果能够减少以热定电，可以显著提高风电上网率，减少风电弃风。

目前提出的解决风电弃风的方案主要包括：强化风电场调峰能力[2]；建设智能电网，消纳风电出力[3]；进行风电供热等[4-5]。文献[6-7]提出了在国内热电厂中通过配置大型电锅炉来解耦热电厂“以热定电”约束消纳过剩风电产能的运行方案。此方案的优点在于：电锅炉配置在热电厂当中，相较于建设新型的智能电网，只需采用传统的“调度中心—电厂”运行调控方式，无需对电网调度控制系统的软硬件进行升级和投资，适合于在当前大规模推广运行；而且，当电网调频紧张时，还可以通过调整电锅炉耗电功率进行调频，利用热网热惯性维持供热的平稳性。相较于完全使用电锅炉供热，消纳风电过剩产能，在热电厂配置电锅炉的供热方案更加的稳定。

本文提出了在火力发电厂加装电锅炉用于加热凝结水，以消纳风电、减少火电机组发电煤耗的方案。相较于在数量相对较少的热电厂配置电锅炉以解耦“以热定电”，在非供热燃煤发电厂的凝结水系统中采用电锅炉加热凝结水，用清洁能源代替部分传统化石燃料，相较于利用大型电锅炉直接供热以解耦“以热定电”约束，本文提出的方案将高品位的电能转化为低品位的热能后，再次转化为高品位的电能，具有更广泛的应用前景。为了验证方案的可行性和经济性，同时考察风电的引入对火电机组的影响，利用STAR-90仿真平台，搭建火力发电厂消纳风电系统的仿真平台，进行了仿真试验和经济性研究。

1 燃煤发电厂消纳风电弃风方案

本文针对某350 MW火电机组进行了消纳风电弃风电能的研究。该机组为亚临界燃煤机组，额定工况下该机组主要设计参数见表1[8-9]。

根据系统里的水被加热后的状态，电锅炉系统与传统燃煤机组的耦合方案可以分为2种。一种为水在流经电锅炉后仍是液态水的状态，水被加热至一定参数，返回燃煤机组重新进入热力系统。此时水只是被加热到一定状态，还未变为蒸汽。这种方案是利用电锅炉的热量来代替部分加热器的作用来加热凝结水，或者将电锅炉置于#1高加与机组锅炉之间用来提高进入锅炉的给水参数。

表1 额定工况下机组主要设计参数

另外一种方案是将某个设备出口水利用电锅炉的热量直接加热至指定参数的水蒸气。被加热的蒸汽参数的不同，会造成蒸汽返回燃煤机组热力系统中的作用不尽相同，可以将凝结水泵出口凝结水或者某一级加热器出口的凝结水，引入电锅炉加热至某一级加热器抽汽的参数返回燃煤机组热力系统直接代替某一级加热器的抽汽；也可以将凝结水在电锅炉中直接加热至主蒸汽状态参数，与电站锅炉产生的过热蒸汽混合后一同进入汽轮机做功[10]。

2种方案进行比较，第二种方案经济性好，由于有水的汽化过程，电锅炉要求的运行压力较高，相应的投资成本较大。为此本文采用的方案是：在火力发电厂中加装电锅炉，当系统中风电过剩时，将电网不能消纳的风电输入电锅炉来加热部分凝结水，以达到减少机组煤耗的目的。燃煤发电厂消纳风电弃风电能的系统图如图1所示。将部分凝结水自凝结水泵出口引出，经电锅炉加热后引回燃煤机组热力系统，与经各级低加加热的凝结水一同进入除氧器，相当于并联#5低加、#6低加、#7低加和#8，为了降低引至各级低加的抽汽量，可以减少需要流经各级低加吸热的凝结水量，进而减少用来进入汽轮机做功的主蒸汽流量，从而改善整个机组的经济性。

图1 电锅炉加热凝结水系统图

按照电能转换环节方式，电锅炉可以分为电阻式、电磁感应式、电极式。本文采用电极式电锅炉加热凝结水。电极式电锅炉由相电极、压力容器、控制器和水循环系统组成。电极式电锅炉的供电电压一般为10 kW。电流的流向是从电极经过，通过化学处理的水到压力容器。电极式电锅炉最重要的特点是不对称运行。这主要由锅炉的结构和运行方式决定的。此类大型电锅炉系统常用于核电站的辅助蒸汽系统[11-12]。以岭澳核电站电锅炉为例,此电锅炉热效率为 99%,冷起动时间小于1 h,热起动时间不大于10 min,负荷调节范围在1%～100%之间。设备起动快,低负荷运行性能好。设备少,操作简便。系统少,易磨损和易腐蚀部件少,维修保养工作简便, 工作环境清洁,只需3年1次大修。目前，市场上可提供的电极式电锅炉的产品规格一般分为3～4 MW, 6 MW，8 MW，10 MW，16～25 MW，25～40 MW几个级别，最高可以达到70 MW。可以通过使用多个电锅炉达到功率的叠加。国内部分大型电极式电锅炉应用情况见表2。

表2 国内大型电极式电锅炉应用案例

由表2可见，国内目前单项目最大电锅炉功率可以达到160 MW。对于本文所研究的50 MW风电场，利用电极式电锅炉实现热电转换在技术上是可行的。可以选择数个25～40 MW级别的电锅炉，也可以使用单个更大型的电锅炉。视发电厂的经济状况，可以灵活调整。

在考虑热电设备的选型时，一般需要考虑的因素包括：热电设备的工作范围特性图、热负荷调峰天数、调峰补偿(激励)、调峰政策、调峰成本、调峰策略等。

由于本文研究的是在火电厂引入电锅炉系统加热火电厂凝结水的方案，热负荷波动不大，则只研究热电设备的工作范围特性图。热电设备的工作范围特性图如图2所示。特性图横轴为热功率，纵轴为电功率。每台热电设备的特性范围均有所不同。通过研究热电设备的工作范围特性图，可以确定设备的基本设置参数值。图中，EFGHDE表示热电机组的工作范围；F表示最大发电量工作点；FG为最大蒸汽流量线，工作点位于这条直线上时，可以获得最大发电量，实现供电与供热最大收益。HD为最大抽汽量线，DE为最小蒸汽流量线，D为最小发电量。

图2 热电设备工作范围特性图

热电设备的工作范围特性图是在火力发电厂配置电锅炉的重要依据。通过对不同型号规格电锅炉的工作范围特性图进行研究，可以确定选用电锅炉的台数以及每台电锅炉的功率。

本文选取的风力发电场的装机容量为50 MW，在不考虑季节的影响下，认为风力发电场的发电功率全部输入电锅炉，电热转换效率假设为100%。为确定凝结水进入电锅炉入口的流量，可以进行简单计算:

(1)

式中：Q为风电场提供的电功率；c为水的比热容，取4.2×103J/(kg·℃)；m为水的质量流量；ΔT为水温度的变化量，℃。

由式(1)可以推出：

(2)

式中：q为风电场提供的电功率；W为电锅炉系统中水流量，t/h。

不计电能通过电网传递过程中的损失以及发电厂系统中的热损，风电场提供的电功率为50 MW。据此计算，得到的本文设计的加热凝结水电锅炉系统总体参数见表3。可以通过表3的数据结合热电设备的工作范围特性图，选择合适的电锅炉产品。

表3 电锅炉加热凝结水系统参数

在这里，将高品位的电能变成低品位的热能是合理的。与其弃用大量的可再生能源，不如在火力电厂通过大型电极式电锅炉将这部分弃用能源利用，达到节能减排的目的。

2 系统运行仿真结果

为了验证本文提出方案的可行性和经济性，在火电厂系统仿真模型基础上进行了仿真试验，试验模拟了电锅炉消纳风电配套系统的运行特性，为系统未来的实际运行提供了参考。

在实际生产中，需要考虑电能在电网上的线损，以及火电厂管线中损失的热量。因此通过仿真机多次仿真，最终实际确定的水流量为115 t/h左右。

仿真模拟的结果如图3～6所示。

图3 凝结水总流量、电锅炉入口流量、#8低加入口流量、主汽流量变化曲线

图4 抽汽流量变化曲线

图5 电锅炉出口温度、五号低加出口水温度与两者温差

图6 煤耗量、机组负荷、主汽压和主汽温随时间的变化

由图3和图4可知，当电锅炉投入后，凝泵出口流量12%通过电锅炉进入除氧器，剩余流量通过#5-#8低加后与电锅炉出口水汇合进入除氧器。凝结水总流量先增加后降低，随着电锅炉流量的增加，#8低加入口流量逐渐降低，使得通过该处的凝结水压力升高，从而排挤#5-#8低加的部分抽汽返回汽轮机继续做功，增加了机组出力。在保持发电机发电功率不变的情况下，降低了发电煤耗。

图5反映了2路凝结水的汇合情况。电锅炉投入后，电锅炉出口水温逐渐升高，与#5低加出口水之间的温差逐渐减小，并最终达到#5低加的水平。

由图6可以看出煤耗、负荷、主汽温和主汽压的变化情况。图6(a)所示为在电锅炉投入后，燃煤量逐渐降低直至最终稳定在192.108 t/h。由图6(b)、(c)、(d)，机组负荷和主汽压力先上升，随着燃煤量的降低而降低并趋于稳定，电负荷维持在350 MW，主汽压力维持在16.420 9 MPa。主汽温随着电锅炉出口水温的升高而升高，接着受燃煤量的影响而降低，随后在机组的调节下温度回升至额定温度。

综上可看出，电锅炉系统引入，系统达到稳定后，经加热凝结水温度基本达到150 ℃，压力变化基本维持在1.5～2.5 MPa，在安全可调范围之内。电锅炉系统的加入为机组增加了可用能，降低了煤耗，有效利用了风电的冗余电量，提高了机组的经济性，同时没有对机组运行的安全性产生影响。

3 火电厂侧经济性分析

根据模拟的实际煤耗降低的情况，引入电锅炉系统后，在发电负荷保持不变的条件下，火力机组燃煤量由193.34 t/h减少至191.84 t/h，减少了1.43 t/h。假定年利用小时数为6 000 h，便可计算出添加电锅炉装置的年节煤量。再结合煤炭价格(标煤价640元/t)[13],便可计算出年节煤经济效益。

(3)

式中：H为年利用小时数；C为每小时节煤量Icoal为节煤经济效益。

计算结果表明，当采用电锅炉加热系统时，系统的年节煤量可接近8 580 t，年节煤经济效益可达603.75万元，显然，节能效果比较明显，长时间的应用对整个机组的经济性会有比较显著的提高。假定每年的发电量与运行维修费用相等，可以得到一个简化的计算。每年纯收益(NAR)的表达式：

NAR=Icoal-CFR×Inv

(4)

式中：NAR为净年收益；Inv为每年运行维护费用；CFR为与折现率k和经济寿命n相关的资金回笼因数，其计算式为：

(5)

以30 t/h蒸汽量锅炉为例，每台电锅炉及配套系统总投资费用为人民币1 927万元[14]。为达到火电厂主蒸汽的技术需求，电锅炉系统需要并联3台电锅炉时，建设费用约为人民币5 781万元。

由折现率计算公式：

(6)

式中：COSTOM为建设费用。

代入节煤经济效益和计算公式计算得到折现率为0.1。电锅炉系统设计寿命30 n，资金回笼因数为1.029 3。电锅炉系统每年维护费用约为100万元。经计算，每年纯利益约503.75万元。不考虑煤价波动的情况下，系统运行10 n，即可收回成本。

4 结论

(1)设计了在燃煤电厂的凝结水系统中引入电锅炉系统，消纳风电场的过剩产能的方案。电锅炉系统将从凝结泵出口引出的12%的凝结水加热到#5低加出口参数后送入除氧器，排挤汽轮机抽汽，在保持机组发电功率不变的条件下，减少机组的燃料量，达到节能减排的目的。

(2)在STAR-90仿真平台上，以某350 MW机组为对象，模拟了电锅炉投入后机组运行的过程。结果表明，电锅炉系统的投入不会对火电机组运行的稳定性、安全性产生比较大的影响，火电机组在控制系统的调节下可以保证机组稳定运行。在保持350 MW发电功率的条件下，可节约燃料量1.5 t/h。

(3)利用在火力发电厂凝结水系统中的电锅炉可以有效消纳风电场的过剩产能。基于STAR-90的仿真进一步证明了该系统的科学性。然而，当前在电网配套设施建设、电源结构、调度方式等方面仍然存在许多政策性的问题。如何消纳过剩风电产能在一段时间内仍将会是制约风电发展的瓶颈。

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Simulation of Electric Boiler Based on Thermal Power Plant Wind Power Integration System

LI Xiaoyu,LIU Zhuo, DU Hui，ZHAN Tianyang, WU Hao

(School of Electrical Engineering, South West Jiaotong University, Chengdu 610031, China)

This paper made a brief introduction to the reason of wind power curtailment, and put forward a scheme to neutralize this problem. By introducing an electric boiler system to compensate water system of the thermal power plant, this scheme makes use of the redundant wind power while reduces the use of coal in thermal power plant at the same time. Taking a 350 MW thermal power plant as an example, it combines with a 50 MW wind power station to form a coordination system. Based on a STAR-90 platform, this paper made some simulation on this combined system. After that, an economic analysis is carried out. Operating parameters and selection of electrical boiler are also given. Result show that the scheme can effectively make use of the wind power while reduce the coal consuming of the thermal power plant. Comparing to other existing methods, the proposed method has a much wider application prospect.

abandon wind power; electric boiler;condensation water; consume wind power;simulation

2017-04-07。

10.3969/j.ISSN.1672-0792.2017.08.009

TK019

：A

：1672-0792(2017)08-0054-06

李笑宇 (1997-)，男，本科，研究方向为电力系统及其自动化。