本發明涉及一種能源互補發電系統，特別是涉及一種燃煤發電機組與新能源發電機組的多能互補發電系統。
背景技術：
：在環保要求日益嚴格，能源獲取越來越復雜的形勢下，開發利用新能源對解決當今世界環境污染與資源短缺問題，實現節能減排，緩解能源危機具有非常重要的意義。近年來，我國新能源產業進入了快速發展時期，政府重點支持了新能源發電，大力推進風電規模化發展，積極支持太陽能光伏發電應用。國家能源局數據顯示，從2010年到2016年全國可再生能源發電裝機容量從2.54億千瓦增加到5.7億千瓦，占全部電力裝機總量的34.6％。截至2016年末，我國水能、風能和太陽能發電機組的總裝機容量分別達到3.2億千瓦、1.3億千瓦和0.43億千瓦，均居世界第一，生物質能發電技術平穩發展，垃圾發電裝機容量穩步提升。但是，必須看到，風能、太陽能、生物質等新能源發電雖具有清潔、無限量、可再生等優點，但也具有受環境影響大、容量小、獨立向負荷提供可靠供電的能力弱、對電網波動大等問題，由此導致“棄風”、“棄光”等問題日益突出。國家能源局數據顯示，2016年我國平均棄風率17％，平均棄光率20％左右。新能源發電影響電網系統安全穩定的缺點是其發展中的主要障礙，如何解決以新能源發電為主導電源的電網安全性、穩定性、可靠性等多方面的問題，是推進新能源成為未來的主導能源的關鍵，在能源問題逐步加劇與新能源快速發展的背景下具有重要的現實價值和意義。為了提高新能源輸出的穩定性和可靠性，解決新能源發電消納問題，化解棄風、棄光、棄水等現象，我國提出了多能互補的能源政策。所謂多能互補就是利用大型綜合能源基地風能、太陽能、水能、煤炭、天然氣等資源組合優勢，充分發揮流域梯級水電站、具有靈活調節性能的火電機組的調峰能力，開展風光水火儲多能互補系統一體化運行，提高電力輸出功率的穩定性，提升電力系統消納風電、光伏發電等間歇性可再生能源的能力和綜合效益。目前國內已建、在建和擬建的多能互補工程主要采用兩種模式，一種是面向終端用戶電、熱、冷、氣等多種用能需求，以天然氣分布式能源為主，采用天然氣為主要燃料帶動發電設備運行，產生的電力供應用戶，發電后排出的余熱通過余熱回收利用設備向用戶供熱、供冷，大大提高整個系統的一次能源利用率，實現了能源的梯級利用。二是面向大型綜合型電源基地，利用大型綜合能源基地風能、太陽能、水能、煤炭、天然氣等資源組合優勢，推進風光水火儲多能互補。互補的形式有多種，主要有：“風-風互補”，“風-光互補”，“水-光(風)互補”，“煤電-光(風)互補”，“抽蓄-光(風)互補”。專利(cn102882223b)提出了一種水風光和生物質多能集成互補發電方法及裝置，其方法是以水能為主體，充分利用水電站特有的山谷風，就地利用太陽能、生物質及其他能相對集中的可再生能源，將它們聚集在水電站周圍，以水電站低壓交流母線為接入點，組成以水電站為中心，水、風、光、生物質等多能集成互補發電系統。專利(cn106833782a)提出了一種多能互補的高效清潔能源系統及其應用，其方法充分利用火電廠、水電廠富余的發電能力，將電網消納不了的電能用于電解水制氫設備中制取清潔燃料氫氣，然后將氫氣按比例混合到天然氣中，供天然氣分布式能源站使用。專利(cn105863963a)提出了一種多能互補發電機組，集成了風電、光伏發電、微型燃氣輪機、燃料電池、蓄電廠、生物質發電，構建了多能互補的發電微網。專利(cn206149179u)提出了一種太陽能、風能多能互補的發電系統。通過對比上述技術及當前存在的多能互補集成優化示范工程可知，面向終端用戶的多能互補模式主要是通過天然氣熱電冷三聯供、分布式可再生能源和能源智能微網等方式，實現多能協同供應和能源綜合梯級利用。該互補模式一般以城鎮、產業園區、大型公用設施為供能對象，由于供能對象固定、供能體量相對較小、系統簡單、運維方便，因而實施相對容易，效果比較明顯，為目前國內已建、在建和擬建項目采用的主要形式。而對于分布遠離城鎮等終端用戶、規模相對較大的風電、光電和小型水電，雖具備按照分布式能源模式集成互補向城鎮、產業園區、大型公用設施供電的能力，但由于遠離城鎮、產業園等終端用戶，不借助電網無法對其供電，無法規避其對電網的影響。利用大型能源基地的多種能源互補模式，雖可將規模相對較大的風電站、光伏電站與煤電、小型水電進行集成互補，但由于風電站、光伏電站裝機容量相對較大，且互補后仍采用并聯上網，其對電網的沖擊和擾動仍無法消除。綜上可知，目前尚無煤電與風電、光電等新能源發電機組有效的互補方式。技術實現要素：本發明的目的是提出一種燃煤發電機組與新能源發電機組的多能互補發電系統，以減少電網中新能源發電所占比重，減小對電網的擾動，同時借助大型煤電這一終端用戶吸納新能源的發電，解決目前新能源發電面臨的棄風、棄光、棄水的問題。為實現上述目的，本發明提供了一種燃煤發電機組與新能源發電機組的多能互補發電系統，所述多能互補發電系統包括燃煤發電機組與所述新能源發電機組，所述新能源發電機組包括風力發電機構、太陽能光伏發電機構、生物質發電機構及水力發電機構，所述燃煤發電機組產生的電力分兩路，一路經主變壓器、斷路器升壓至電網要求后輸入電網線路，一路經斷路器、高壓廠用變壓器降壓后匯入自變廠用6kv母線，所述電網線路另引入一路電經斷路器和備用變壓器接入備用廠用6kv母線，所述新能源發電機組產生的電力經架空電纜送至燃煤發電機組，所述燃煤發電機組內設有配電裝置，所述配電裝置將新能源發電機組輸入的電壓、頻率和相位相同的交流電匯總后經斷路器、變壓器將電壓升降到廠用電相同的電壓并接入外輸廠用6kv母線。優選地，所述風力發電機構包括風力發電機、與所述風力發電機對應的箱式變壓器、與所述箱式變壓器相連接的第一低壓配電裝置、第一主變壓器，所述第一主變壓器兩端均設有第一斷路器。優選地，所述風力發電機產生的交流電經箱式變壓器升壓后并聯匯入第一低壓配電裝置，匯集后的交流電再依次經第一斷路器、第一主變壓器、第一斷路器升壓至要求電壓后送至燃煤發電機組。優選地，所述太陽能光伏發電機構包括太陽能光伏電池單元、與所述太陽能光伏電池單元對應的逆變器、與所述逆變器相連接的第二低壓配電裝置、第二主變壓器，所述第二主變壓器兩端均設有第二斷路器，所述太陽能光伏發電機構還包括直流升壓器以及分別與所述直流升壓器相連接的大型電容器組和蓄電池組。優選地，所述太陽能光伏電池單元產生的直流電經分兩路，一路經逆變器變為交流電后并聯匯入第二低壓配電裝置，匯集后的交流電再依次經第二斷路器、第二主變壓器、第二斷路器升壓至要求電壓送至燃煤發電機組；另一路直流電匯總后通過直流升壓器升壓后，分別進入大型電容組和蓄電池組。優選地，所述生物質發電系統包括生物質氣化爐、與所述生物質氣化爐相連接的生物質氣化爐氣體凈化裝置、與所述生物質氣化爐氣體凈化裝置相連接的氣化氣體加壓貯存罐、與所述氣化氣體加壓貯存罐相連接的燃氣輪機，所述燃氣輪機還連接有天然氣氣罐，所述生物質發電系統還包括與所述燃氣輪機相連接的第三低壓配電裝置、第三主變壓器，所述第三主變壓器兩端均設有第三斷路器。優選地，所述生物質氣化爐產生的氣體經生物質氣化爐氣體凈化裝置凈化后加壓貯存在所述貯存罐內，并進入燃氣輪機燃燒帶動發電機旋轉發電；所述燃氣輪機帶動發電機產生的電力依次經第三低壓配電裝置、第三斷路器、第三主變壓器、第三斷路器升壓至要求電壓送至燃煤發電機組。優選地，當生物質氣化氣不足時，采用天然氣氣罐內的天然氣摻燒。優選地，所述水力發電系統包括水庫、水輪機、抽水蓄能裝置、與所述水輪機相連接的第四低壓配電裝置、第四主變壓器，所述第四主變壓器兩端均設置有斷路器。優選地，所述水輪機帶動發電機產生的電力依次經第四低壓配電裝置、第四斷路器、第四主變壓器、第四斷路器升壓至要求電壓送至燃煤發電機組。基于上述技術方案，本發明的優點是：本發明的燃煤發電機組與新能源發電機組的多能互補發電系統集成了目前多能互補的兩種模式，具體是將大型煤電作為風電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組的終端用戶，煤電以廠用電的形式梯級分層地消納附近風電、光伏發電、生物質發電產生的電力，從而減少電網中新能源發電所占比重，減小新能源負荷波動對電網的擾動，同時，借助大型煤電這一終端用戶吸納新能源的發電，解決目前新能源發電面臨的棄風、棄光、棄水問題和煤電與風能、光能及生物質能等新能源發電互補難的問題。與現有技術相比，具有以下優點和效果：1、有效地消納了新能源發電，解決目前新能源面臨的棄風、棄光、棄水的問題；2、降低網上新能源發電的上網比例，解決了新能源發電隨機性大對電網的擾動；3、以煤電為中心，整合四周的風、光、水、生物質等可再生能源，在小區域范圍內構建多能互補的發電基地，相對于基于大型綜合能源基地的多能互補方式，具有系統簡單、性能可靠的特點，更易實施推廣的特點。附圖說明此處所說明的附圖用來提供對本發明的進一步理解，構成本申請的一部分，本發明的示意性實施例及其說明用于解釋本發明，并不構成對本發明的不當限定。在附圖中：圖1為燃煤發電機組與新能源發電機組的多能互補發電系統示意圖；圖2為風力發電機構示意圖；圖3為太陽能光伏發電機構示意圖；圖4為生物質發電機構示意圖；圖5為水力發電機構示意圖。具體實施方式下面通過附圖和實施例，對本發明的技術方案做進一步的詳細描述。本發明提供了一種燃煤發電機組與新能源發電機組的多能互補發電系統，如圖1～圖5所示，其中示出了本發明的一種優選實施方式。本發明的多能互補發電系統不僅降低了電網中新能源發電所占比重，減小對電網的擾動，同時借助大型煤電這一終端用戶吸納新能源的發電，解決目前新能源發電面臨的棄風、棄光、棄水的問題。具體地，如圖1所示，所述多能互補發電系統包括燃煤發電機組g1與所述新能源發電機組，所述新能源發電機組包括風力發電機構g2、太陽能光伏發電機構g3、生物質發電機構g4及水力發電機構g5，所述燃煤發電機組g1產生的電力分兩路，一路經主變壓器1-2、斷路器1-1升壓至電網要求后輸入電網線路，一路經斷路器1-1、高壓廠用變壓器1-3降壓后匯入自變廠用6kv母線，所述電網線路另引入一路電經斷路器1-1和備用變壓器1-4接入備用廠用6kv母線，所述新能源發電機組產生的電力經架空電纜送至燃煤發電機組g1，所述燃煤發電機組g1內設有配電裝置1-5，所述配電裝置1-5將新能源發電機組輸入的電壓、頻率和相位相同的交流電匯總后經斷路器1-1、變壓器1-6將電壓升降到廠用電相同的電壓并接入外輸廠用6kv母線。為了降低日漸增多的新能源發電對電網調度的影響，本發明將大型煤電作為新能源發電機組的終端用戶，新能源機組產生的電力不直接輸入電網，而是直接輸入大型煤電的廠用電系統。大型煤電消納新能源發電機組的負荷波動至少電廠負荷的5％左右，并將最終產生的電力直接輸入電網。為降低接入煤電的新能源特指風電、光伏發電發電機組負荷波動對煤電廠用電系統的影響，采取了如下三個措施：一是在系統中并入生物質發電系統和調峰能力強的小型水電系統，并入的生物質發電系統是采用生物質氣化氣發電，具有調峰能力強的特點。二是在光伏發電系統中增設了大型電容組和蓄電池組，用于調整風、光發電的波動。三是將煤電產生的電力和電網上的電作為廠用電系統的備用電。如圖2所示，所述風力發電機構g2包括風力發電機2-1、與所述風力發電機2-1對應的箱式變壓器2-2、與所述箱式變壓器2-2相連接的第一低壓配電裝置2-3、第一主變壓器2-5，所述第一主變壓器2-5兩端均設有第一斷路器2-4。優選地，所述風力發電機2-1產生的交流電經箱式變壓器2-2升壓后并聯匯入第一低壓配電裝置2-3，匯集后的交流電再依次經第一斷路器2-4、第一主變壓器2-5、第一斷路器2-4升壓至要求電壓后送至燃煤發電機組g1。如圖3所示，所述太陽能光伏發電機構g3包括太陽能光伏電池單元3-1、與所述太陽能光伏電池單元3-1對應的逆變器3-2、與所述逆變器3-2相連接的第二低壓配電裝置3-3、第二主變壓器3-5，所述第二主變壓器3-5兩端均設有第二斷路器3-4，所述太陽能光伏發電機構g3還包括直流升壓器3-7以及分別與所述直流升壓器3-7相連接的大型電容器組3-8和蓄電池組3-6。優選地，所述太陽能光伏電池單元3-1產生的直流電經分兩路，一路經逆變器3-2變為交流電后并聯匯入第二低壓配電裝置3-3，匯集后的交流電再依次經第二斷路器3-4、第二主變壓器3-5、第二斷路器3-6升壓至要求電壓送至燃煤發電機組g1；另一路直流電匯總后通過直流升壓器3-7升壓后，分別進入大型電容組3-8和蓄電池組3-6。如圖4所示，所述生物質發電系統g4包括生物質氣化爐4-1、與所述生物質氣化爐4-1相連接的生物質氣化爐氣體凈化裝置4-2、與所述生物質氣化爐氣體凈化裝置4-2相連接的氣化氣體加壓貯存罐4-3、與所述氣化氣體加壓貯存罐4-3相連接的燃氣輪機4-5，所述燃氣輪機4-5還連接有天然氣氣罐4-4，所述生物質發電系統g4還包括與所述燃氣輪機4-5相連接的第三低壓配電裝置4-6、第三主變壓器4-8，所述第三主變壓器4-8兩端均設有第三斷路器4-7。優選地，所述生物質氣化爐4-1產生的氣體經生物質氣化爐氣體凈化裝置4-2凈化后加壓貯存在所述貯存罐4-3內，并進入燃氣輪機4-5燃燒帶動發電機旋轉發電；所述燃氣輪機4-5帶動發電機產生的電力依次經第三低壓配電裝置4-6、第三斷路器4-7、第三主變壓器4-8、第三斷路器4-7升壓至要求電壓送至燃煤發電機組g1。優選地，當生物質氣化氣不足時，采用天然氣氣罐4-4內的天然氣摻燒。如圖5所示，所述水力發電系統g5包括水庫5-1、水輪機5-2、抽水蓄能裝置5-3、與所述水輪機5-2相連接的第四低壓配電裝置5-4、第四主變壓器5-6，所述第四主變壓器5-6兩端均設置有斷路器5-5。優選地，所述水輪機5-2帶動發電機產生的電力依次經第四低壓配電裝置5-4、第四斷路器5-5、第四主變壓器5-6、第四斷路器5-5升壓至要求電壓送至燃煤發電機組g1。本發明的多能源互補發電系統將燃煤發電機組作為風電、水電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組的終端用戶，將風電、水電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組產生的電力輸入燃煤發電機組。大型煤電廠用電系統使用新能源發電機組產生的電力，大型煤電消納新能源發電機組的負荷波動，并將最終產生的電力直接輸入電網。所述風電、水電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組產生的電力經變電、配電后是具有相同電壓、頻率和相位的交流電，滿足在煤電內匯并的條件。所述風電、水電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組在煤電內的并網接入點為煤電內的廠用6kv配電母線。本發明的燃煤發電機組與風電、水電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組的多能互補發電系統運行方法可參照如下方式：優先保證風電、光伏發電所有電量輸入煤電，生物質能發電系統和水電系統處于備用或最低負荷運行狀態；當風電和光伏發電量不滿足煤電廠用電需求時，不足的電量有兩種途徑補充，一是充分利用水電站和生物質發電機組的調峰靈活的特點，快速提高水電站和生物質發電機組的出力，另一種方式是啟動太陽能光伏發電系統中的大型電容組和蓄電池組，向煤電輸電；當新能源發電機組發電量連同水電站及生物質發電量總和仍不足以滿足煤電系統廠用電需求時，通過啟動高壓廠用變壓器向廠用電系統輸電。當新能源發電機組的發電總負荷大于等于大型煤電廠用電需求時，多余的電力有兩種用途，一是用于水力發電機構抽水蓄能，將電力以水勢能的形式儲存，另外一種方式就是將部分光伏發電系統的電力直接儲存在大型電容組和蓄電池組中，依此平衡廠用電量與新能源發電量之間的匹配關系。為了保證廠用電系統的安全性，增設了備用變壓器，將電網的高壓電降壓送入廠用電系統。本發明的燃煤發電機組與新能源發電機組的多能互補發電系統集成了目前多能互補的兩種模式，具體是將大型煤電作為風電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組的終端用戶，煤電以廠用電的形式梯級分層地消納附近風電、光伏發電、生物質發電產生的電力，從而減少電網中新能源發電所占比重，減小新能源負荷波動對電網的擾動，同時，借助大型煤電這一終端用戶吸納新能源的發電，解決目前新能源發電面臨的棄風、棄光、棄水問題和煤電與風能、光能及生物質能等新能源發電互補難的問題。本發明的多能互補發電系統與現有技術方案相比，具有以下優點和效果：1、有效地消納了新能源發電，解決目前新能源面臨的棄風、棄光、棄水的問題；2、降低網上新能源發電的上網比例，解決了新能源發電隨機性大對電網的擾動；3、以煤電為中心，整合四周的風、光、水、生物質等可再生能源，在小區域范圍內構建多能互補的發電基地，相對于基于大型綜合能源基地的多能互補方式，具有系統簡單、性能可靠的特點，更易實施推廣的特點。為了更清晰地說明本燃煤發電機組與新能源發電機組的多能互補發電系統，以現有發電廠為基礎，舉例說明燃煤發電機組與新能源發電機組多能互補的方法和系統組成。以我國沿海地區的大型燃煤電廠為例。大型燃煤電廠位于海邊，風電機組和光伏發電機組建在沿海的山地和鹽堿灘上。同時，利用電廠四周有多個自然村，種植的農作物以水稻和甘蔗為主，山周圍種植桉樹等，具有豐富的生物質資源，用于生物質發電的燃料。本實施例中選取的燃煤發電機組、風電機組、水電機組及光伏發電機組的參數如下：1、燃煤發電機組g1參數：2、風力發電機構g2參數：序號項目參數1總裝機容量36mw2風電機組臺數25臺3風機配變壓器型號scb9-1250/10.5額定容量1250kva電壓比10.5/0.69kv電流比68.81/1047.16ka4主變型號sz11-31500/110額定容量31500kva電壓比(高壓側/低壓側)121±2x2.5％/10.5kv電流比(高壓側/低壓側)150.48/1734.13、太陽能光伏發電機構g3參數：4、水力發電機構g5參數：序號項目參數1總裝機容量27.5mw2水輪機15mw、12.5mw3發電機ts-286/115-124主變壓器2臺型號sf3-20000/121額定容量20mwa額定電壓(高壓側/低壓側)121±2x2.5％/6.3kv本實施例中燃煤發電機組g1的廠用電率大約5％，廠用電系統的用電量范圍為14～30mw。煤電機組四周風電、水電、光伏電站的裝機容量分別為36mw、27.5mw和10.05mw，生物質發電機組裝機容量為10mw，新能源總裝機容量83.55mw，滿足煤電機組廠用電系統供電需求。本實施例中風力發電機2-1產生的0.69kv交流電經箱式變壓器2-2升壓到10.5kv后并聯匯入第一低壓配電裝置2-3，匯集后的交流電再經第一斷路器2-4、主變壓器2-5、第一斷路器2-4升壓至110kv送至燃煤發電機組g1。本實施例中的太陽能光伏電池單元3-1產生的直流電經分兩路，一路經逆變器3-2變為315v的交流電后并聯匯入第二低壓配電裝置3-3，匯集后的交流電再經第二斷路器3-4、第二主變壓器3-5、第二斷路器3-4升壓至110kv送至燃煤發電機組g1；另一路直流電匯總后通過直流升壓器3-7升壓后，分別進入大型電容組3-8和蓄電池組3-6。本實施例中的生物質氣化爐4-1產生的氣體經凈化裝置4-2凈化后加壓貯存在貯存罐4-3內，然后進入燃氣輪機4-5燃燒帶動發電機旋轉發電；為了保證生物質發電系統的調峰能力，配置了天然氣氣罐4-4，當生物質氣化氣不足時，采用天然氣摻燒；燃氣輪機4-5帶動發電機產生的電力經第三低壓配電裝置4-6、第三斷路器4-7、第三主變壓器4-8、第三斷路器4-7升壓至要求電壓送至燃煤發電機組g1。本實施例中的水輪機5-2帶動發電機產生6.3kv交流電經第四低壓配電裝置5-4、第四斷路器5-5、第四主變壓器5-6、第四斷路器5-5升壓至110kv電壓送至燃煤發電機組g1。本實施例中的燃煤發電機組g1產生的20kv交流電分兩路，一路經主變壓器1-2、斷路器1-1升壓至500kv電網要求壓力輸入電網線路，一路經斷路器1-1、高壓廠用變壓器1-3降壓至6kv匯入自變廠用6kv母線。為了提高廠用6kv電的供電可靠性，從電網線路引入一路電經斷路器1-1和備用變壓器1-4接入備用廠用6kv母線。所述新能源發電機組產生的110kv交流電經架空電纜送至燃煤發電機組g1，在煤電內設置一臺配電裝置1-5將各新能源發電機組輸入的電壓、頻率和相位相同的交流電匯總，然后經斷路器、變壓器1-6將電壓升降到6kv接入外輸廠用6kv母線。本實施例中風電、水電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組產生的電力經變電、配電后是具有相同電壓(110kv)、頻率(50hz)和相位的交流電，滿足在煤電內匯并的條件。所述風電、水電、光伏發電、生物質發電等新能源發電機組在煤電內的并網接入點為煤電內的廠用6kv配電母線。最后應當說明的是:以上實施例僅用以說明本發明的技術方案而非對其限制；盡管參照較佳實施例對本發明進行了詳細的說明，所屬領域的普通技術人員應當理解：依然可以對本發明的具體實施方式進行修改或者對部分技術特征進行等同替換；而不脫離本發明技術方案的精神，其均應涵蓋在本發明請求保護的技術方案范圍當中。當前第1頁12