熱電廠輔助調峰對含高比例可再生能源電力系統的影響

張 崢，吳高磊，付高善，劉新剛，孟鈺娟

(1.中國能源建設集團新疆電力設計院有限公司，烏魯木齊 830001；2.國網新疆電力有限公司， 烏魯木齊 830001；3.國網新疆經濟技術研究院，烏魯木齊 830001；4. 國網烏魯木齊供電公司，烏魯木齊 830001)

隨著經濟和社會生產的持續發展，能耗的持續增長，傳統的化石能源發展方式難以為繼，高比例可再生能源發電將成為未來不可逆轉的趨勢。歐洲提出2050年在歐洲、北非實現100%可再生能源電力系統[1]；美國可再生能源國家實驗室提出：美國2050年實現80%電力能源來自于可再生能源[2]；中國發布的《中國2050高比例可再生能源發展情景暨路徑研究》報告提出，中國2050年要實現60%電力來自于可再生能源[3]，屆時風電和太陽能發電裝機容量將分別達到2 396 GW和2 696 GW，發電量占比分別為35.20%和28.35%。

風電、光伏出力具有間歇性、隨機性、反調峰等特點[4]，但大規模可再生能源并網加大了系統負荷峰谷差。近些年可再生能源在中國的發展遇到消納問題，尤其是在風資源富裕的東北、華北、西北(簡稱“三北”)地區，本身電力系統就存在電源裝機規模較大、電源結構不合理、水資源缺乏導致快速高效調峰電源規模不足，大規模新能源并網后，調峰任務主要由火電機組承擔[5-6]。火電機組按調峰要求，無法平衡大規模新能源產生的大幅波動，尤其是當新能源具有反調峰特性時，系統調峰壓力越來越大[7]，勢必造成棄風棄光現象。這已成為中國棄風限電的主要原因[8]。據國家能源局統計，2016年全國風電平均利用小時數為1 742 h。在日益嚴重的棄風限電背景下，要求火電機組深度調峰的呼聲越來越高[9]。

新疆電網可再生能源裝機容量占比已達到總裝機容量的43%，本文以可再生能源裝機容量占比較高的新疆電網為例，闡述分析熱電廠輔助調峰對高比例可再生能源電網的影響。

1 新疆可再生能源發展及存在的問題

新疆境內地域遼闊，風、光、水資源豐富，開發條件良好。隨著近幾年新能源開發速度的加快，新疆近年來的電源結構見表1，表1中的電源包含直流外送配套電源。

表1 新疆近年來的電源結構 %

由表1可知，可再生能源裝機占比從2010年的26.1%增長到2016年的43.1%。但隨著電源裝機容量增長速度過快，電網消納能力不足，2016年新疆風電利用小時數為1 578 h，棄風比為38.4%；光伏利用小時數990 h，棄光比31.8%。新能源受限原因主要是電網調峰容量不足。

通過分析可以看出，新疆電網存在較大的調峰缺口，但由于目前新疆網內火電廠調峰能力已經利用殆盡，同時冬季供熱期間一些熱電廠仍要承擔供熱任務，因此僅依靠提升火電廠自身調峰能力無法滿足調峰要求，另外新疆目前開展抽水蓄能電站的項目均處于前期或開工階段，受限于抽水蓄能電站的建設進度，短期內也無法應對新能源消納問題。

2 熱電廠輔助調峰原理

為最大程度地利用新能源，盡量避免棄風棄光現象的發生，目前主要關注提高電力系統靈活性方向，通過改造火電機組的調峰深度、爬坡能力和啟停速度等內容，使機組運行在低于最小技術出力狀態，即深度調峰。深度調峰狀態的機組運行成本效率大幅度下降，運營商意愿不足，同時也提高了能耗和污染物排放量。文獻[10]提出在現有火電廠中引入熱水蓄熱和發電循環，配置儲熱裝置等輔助調節手段，利用棄風棄光電量驅動電鍋爐實現熱電解耦。

昌吉熱電廠目前裝機容量2×330 MW，受制于新能源消納壓力，在非供暖期單機運行，供暖期雙機運行，出力在50%左右，2016年機組利用小時數為3 393 h。目前計劃開展火電靈活性改造工程，實施高壓固體電蓄熱輔助調峰項目。

高壓固體電蓄熱項目采用的高壓固體電蓄熱設備，是以電作為動力，利用低谷電或棄風電采取固體儲熱方式的一種大功率熱源，由高壓供電系統、電發熱體、高溫蓄能體、高溫熱交換器、熱輸出控制器、耐高溫保溫外殼和自動控制系統組成。在預設的電網低谷時間段或棄風棄光時段，電網為電發熱體供電，電發熱體將電能轉化為熱能的同時被高溫蓄能體不斷吸收，當高溫蓄能體的溫度達到設定的上限溫度或棄風棄光時段結束時，電源停止供電，電發熱體停止工作。在需要時高溫蓄熱體可以再通過熱輸出控制器與高溫熱交換器連接，高溫熱交換器將高溫蓄熱體儲存的高溫熱能轉化為熱水、熱風或蒸汽輸出。

增加儲能設施后，電廠在不變負荷的情況下可以把電能儲存成熱能，在其他時段再作為熱能供給熱網，實現電能的轉換。在用電低谷時通過儲能設施實現“熱電解耦”，在滿足供熱需求情況下可以通過減少上網電量，增加風電、光伏的上網電量，以達到電網深度調峰的目的。熱電廠蓄熱改造原理圖見圖1。

圖1 熱電廠蓄熱改造原理圖

3 輔助調峰各種工況下電力系統供需平衡

電力系統的規劃和運行的核心是電力電量平衡，即根據負荷需求確定裝機容量及需新增的容量，保證電力系統可靠性及發電機組的合理利用小時數。昌吉熱電廠規劃建設285 MW蓄熱設備，調峰時利用電能儲熱，用熱高峰時可通過放熱增大機組供熱能力或減少機組抽汽量。實際運行中利用低谷電加熱電極鍋爐為熱負荷供熱，并加熱蓄熱鍋爐以備白天放熱，同時降低電廠機組出力，為新能源置換出電力市場空間。

電網實時電力平衡方程：

PGJmax=PLmax+PTmax+PLoss+Pplant

(1)

式中PGJmax——高峰負荷電網出力；PLmax——電網高峰負荷；PTmax——高峰負荷電網外送功率；PLoss——電網損耗；Pplant——電廠的廠用電。

根據新疆電網用電負荷發展情況以及在建、擬建電源情況，分別對中期(2020年)和遠期(2025年)進行電力供需平衡(見表2)。在平衡中分別考慮風電、光伏大發，大負荷、小負荷情況以及風電、光伏小發，大負荷、小負荷情況。同時，在各種工況下，分別針對昌吉熱電廠輔助調峰投運和未投分別進行計算，得出昌吉熱電廠輔助調峰項目對系統的影響。

表2 新疆電網供熱期電力平衡 10 MW

由表2可以看出，因新疆電網電源裝機容量遠大于用電負荷，除風電光伏均小發、大負荷情況下，2025年會有8 390 MW的電力缺口外，其他工況下，均會呈現較大規模的電力盈余。由于風電、光伏裝機比重較大，在風電、光伏大發情況下電力盈余規模在2020年將達到26 160 MW，2025年達到27 940 MW。其次，昌吉熱電廠輔助調峰裝機容量相對整個電網來說容量較小，對電力平衡結果影響效果并不明顯。

4 輔助調峰對電力系統靈活性的影響

隨著可再生能源比例的大幅增加，系統靈活性問題也逐步顯現，并超過傳統電力系統的靈活性需求。靈活性也稱柔性，廣義的靈活性是指系統對內外部不確定因素的應變能力，即系統的響應能力。國際能源署(IEA)認為，電力系統靈活性代表其在面臨大擾動時通過調整發電或負荷維持可靠性的能力，即對可預見與不可預見的事件快速響應的能力。文獻[10]指出在有功平衡中，系統靈活性代表其適應負荷波動的能力，并且在任何時間尺度中維持要求的性能水平。綜合分析可知，電力系統靈活性應包含時間尺度、靈活性資源，適應發電、電網及負荷隨機變化的能力。本文主要涉及有功調度能力，對于時間響應特性因其需要考慮具體機組的響應特性，暫不涉及。

當大規模風電接入電網時，為了最大程度接納風電，必須壓低所有調峰機組出力，平衡式為

PGmin=βwPGmax，w+βaPGmax，a+βtPGmax，t+…

(2)

式中βw，βa，βt——高峰負荷時水電、熱電、空冷火電等不同類型機組的最小技術出力率；PGmax，w，PGmax，a，PGmax，t——高峰負荷時不同類型機組最大出力，其總和是高峰負荷時電網實際的開機容量。

根據分析可知，依據近兩年電網的實際調峰能力，測算中期和遠期電網調峰能力。在測算中，分別考慮昌吉熱電廠單個電廠輔助調峰工程介入調峰以及全網有改造輔助調峰能力的電源全部完成輔助調峰工程后全網的調峰能力，見表3。

表3 新疆電網調峰能力 10 MW

由表3可以看出，新疆電網在采暖期調峰缺口達到12 070 MW，2020年調峰缺口與目前基本持平，2025年調峰電源的投運缺口減小到10 440 MW，但仍無法滿足大規模可再生能源并網對調峰的需求。昌吉熱電廠輔助調峰工程投運后，能夠彌補一部分調峰缺口，對全系統的調峰能力改善不大。但如將全部可以參與輔助調峰改造的電源均參與輔助調峰后，全系統的調峰能力將得到大幅改善，2020年全系統調峰缺口將降低為3 360 MW，降幅達到72.3%，2025年全系統調峰缺口降低到40 MW，基本可以滿足系統在極端情況下的調峰需求。

5 結語

(1)熱電廠輔助調峰裝機容量相對整個電網來說容量較小，對電力平衡結果影響效果并不明顯，同時由于輔助調峰能力也存在季節、供熱時長等受限因素，因此無法對電力平衡進行靈活調節.

(2)單個輔助調峰工程投運后，能夠彌補一部分調峰缺口，對全系統的調峰能力改善不大。但如將全部具有參與輔助調峰潛力的機組均參加輔助調峰，全系統的調峰能力將得到大幅改善，對于新疆電網來說基本可以滿足系統在極端情況下的調峰需求。

熱電廠輔助調峰對于高比例可再生能源電網的調峰能力改善是有效果的，是解決電網調峰能力的一種有效措施，具體改善性能取決于該電網可進行輔助調峰改造機組的容量。但熱電廠輔助調峰的響應速度以及與供熱的解耦效果仍需通過工程實踐來進一步驗證，僅通過單一手段來改善電網調峰能力顯然也存在風險，后續高比例可再生能源電網調峰能力的改善應結合抽水蓄能、儲能等多種手段共同進行。

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