热电厂辅助调峰对含高比例可再生能源电力系统的影响

张 峥，吴高磊，付高善，刘新刚，孟钰娟

(1.中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司，乌鲁木齐 830001；2.国网新疆电力有限公司， 乌鲁木齐 830001；3.国网新疆经济技术研究院，乌鲁木齐 830001；4. 国网乌鲁木齐供电公司，乌鲁木齐 830001)

随着经济和社会生产的持续发展，能耗的持续增长，传统的化石能源发展方式难以为继，高比例可再生能源发电将成为未来不可逆转的趋势。欧洲提出2050年在欧洲、北非实现100%可再生能源电力系统[1]；美国可再生能源国家实验室提出：美国2050年实现80%电力能源来自于可再生能源[2]；中国发布的《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》报告提出，中国2050年要实现60%电力来自于可再生能源[3]，届时风电和太阳能发电装机容量将分别达到2 396 GW和2 696 GW，发电量占比分别为35.20%和28.35%。

风电、光伏出力具有间歇性、随机性、反调峰等特点[4]，但大规模可再生能源并网加大了系统负荷峰谷差。近些年可再生能源在中国的发展遇到消纳问题，尤其是在风资源富裕的东北、华北、西北(简称“三北”)地区，本身电力系统就存在电源装机规模较大、电源结构不合理、水资源缺乏导致快速高效调峰电源规模不足，大规模新能源并网后，调峰任务主要由火电机组承担[5-6]。火电机组按调峰要求，无法平衡大规模新能源产生的大幅波动，尤其是当新能源具有反调峰特性时，系统调峰压力越来越大[7]，势必造成弃风弃光现象。这已成为中国弃风限电的主要原因[8]。据国家能源局统计，2016年全国风电平均利用小时数为1 742 h。在日益严重的弃风限电背景下，要求火电机组深度调峰的呼声越来越高[9]。

新疆电网可再生能源装机容量占比已达到总装机容量的43%，本文以可再生能源装机容量占比较高的新疆电网为例，阐述分析热电厂辅助调峰对高比例可再生能源电网的影响。

1 新疆可再生能源发展及存在的问题

新疆境内地域辽阔，风、光、水资源丰富，开发条件良好。随着近几年新能源开发速度的加快，新疆近年来的电源结构见表1，表1中的电源包含直流外送配套电源。

表1 新疆近年来的电源结构 %

由表1可知，可再生能源装机占比从2010年的26.1%增长到2016年的43.1%。但随着电源装机容量增长速度过快，电网消纳能力不足，2016年新疆风电利用小时数为1 578 h，弃风比为38.4%；光伏利用小时数990 h，弃光比31.8%。新能源受限原因主要是电网调峰容量不足。

通过分析可以看出，新疆电网存在较大的调峰缺口，但由于目前新疆网内火电厂调峰能力已经利用殆尽，同时冬季供热期间一些热电厂仍要承担供热任务，因此仅依靠提升火电厂自身调峰能力无法满足调峰要求，另外新疆目前开展抽水蓄能电站的项目均处于前期或开工阶段，受限于抽水蓄能电站的建设进度，短期内也无法应对新能源消纳问题。

2 热电厂辅助调峰原理

为最大程度地利用新能源，尽量避免弃风弃光现象的发生，目前主要关注提高电力系统灵活性方向，通过改造火电机组的调峰深度、爬坡能力和启停速度等内容，使机组运行在低于最小技术出力状态，即深度调峰。深度调峰状态的机组运行成本效率大幅度下降，运营商意愿不足，同时也提高了能耗和污染物排放量。文献[10]提出在现有火电厂中引入热水蓄热和发电循环，配置储热装置等辅助调节手段，利用弃风弃光电量驱动电锅炉实现热电解耦。

昌吉热电厂目前装机容量2×330 MW，受制于新能源消纳压力，在非供暖期单机运行，供暖期双机运行，出力在50%左右，2016年机组利用小时数为3 393 h。目前计划开展火电灵活性改造工程，实施高压固体电蓄热辅助调峰项目。

高压固体电蓄热项目采用的高压固体电蓄热设备，是以电作为动力，利用低谷电或弃风电采取固体储热方式的一种大功率热源，由高压供电系统、电发热体、高温蓄能体、高温热交换器、热输出控制器、耐高温保温外壳和自动控制系统组成。在预设的电网低谷时间段或弃风弃光时段，电网为电发热体供电，电发热体将电能转化为热能的同时被高温蓄能体不断吸收，当高温蓄能体的温度达到设定的上限温度或弃风弃光时段结束时，电源停止供电，电发热体停止工作。在需要时高温蓄热体可以再通过热输出控制器与高温热交换器连接，高温热交换器将高温蓄热体储存的高温热能转化为热水、热风或蒸汽输出。

增加储能设施后，电厂在不变负荷的情况下可以把电能储存成热能，在其他时段再作为热能供给热网，实现电能的转换。在用电低谷时通过储能设施实现“热电解耦”，在满足供热需求情况下可以通过减少上网电量，增加风电、光伏的上网电量，以达到电网深度调峰的目的。热电厂蓄热改造原理图见图1。

图1 热电厂蓄热改造原理图

3 辅助调峰各种工况下电力系统供需平衡

电力系统的规划和运行的核心是电力电量平衡，即根据负荷需求确定装机容量及需新增的容量，保证电力系统可靠性及发电机组的合理利用小时数。昌吉热电厂规划建设285 MW蓄热设备，调峰时利用电能储热，用热高峰时可通过放热增大机组供热能力或减少机组抽汽量。实际运行中利用低谷电加热电极锅炉为热负荷供热，并加热蓄热锅炉以备白天放热，同时降低电厂机组出力，为新能源置换出电力市场空间。

电网实时电力平衡方程：

PGJmax=PLmax+PTmax+PLoss+Pplant

(1)

式中PGJmax——高峰负荷电网出力；PLmax——电网高峰负荷；PTmax——高峰负荷电网外送功率；PLoss——电网损耗；Pplant——电厂的厂用电。

根据新疆电网用电负荷发展情况以及在建、拟建电源情况，分别对中期(2020年)和远期(2025年)进行电力供需平衡(见表2)。在平衡中分别考虑风电、光伏大发，大负荷、小负荷情况以及风电、光伏小发，大负荷、小负荷情况。同时，在各种工况下，分别针对昌吉热电厂辅助调峰投运和未投分别进行计算，得出昌吉热电厂辅助调峰项目对系统的影响。

表2 新疆电网供热期电力平衡 10 MW

由表2可以看出，因新疆电网电源装机容量远大于用电负荷，除风电光伏均小发、大负荷情况下，2025年会有8 390 MW的电力缺口外，其他工况下，均会呈现较大规模的电力盈余。由于风电、光伏装机比重较大，在风电、光伏大发情况下电力盈余规模在2020年将达到26 160 MW，2025年达到27 940 MW。其次，昌吉热电厂辅助调峰装机容量相对整个电网来说容量较小，对电力平衡结果影响效果并不明显。

4 辅助调峰对电力系统灵活性的影响

随着可再生能源比例的大幅增加，系统灵活性问题也逐步显现，并超过传统电力系统的灵活性需求。灵活性也称柔性，广义的灵活性是指系统对内外部不确定因素的应变能力，即系统的响应能力。国际能源署(IEA)认为，电力系统灵活性代表其在面临大扰动时通过调整发电或负荷维持可靠性的能力，即对可预见与不可预见的事件快速响应的能力。文献[10]指出在有功平衡中，系统灵活性代表其适应负荷波动的能力，并且在任何时间尺度中维持要求的性能水平。综合分析可知，电力系统灵活性应包含时间尺度、灵活性资源，适应发电、电网及负荷随机变化的能力。本文主要涉及有功调度能力，对于时间响应特性因其需要考虑具体机组的响应特性，暂不涉及。

当大规模风电接入电网时，为了最大程度接纳风电，必须压低所有调峰机组出力，平衡式为

PGmin=βwPGmax，w+βaPGmax，a+βtPGmax，t+…

(2)

式中βw，βa，βt——高峰负荷时水电、热电、空冷火电等不同类型机组的最小技术出力率；PGmax，w，PGmax，a，PGmax，t——高峰负荷时不同类型机组最大出力，其总和是高峰负荷时电网实际的开机容量。

根据分析可知，依据近两年电网的实际调峰能力，测算中期和远期电网调峰能力。在测算中，分别考虑昌吉热电厂单个电厂辅助调峰工程介入调峰以及全网有改造辅助调峰能力的电源全部完成辅助调峰工程后全网的调峰能力，见表3。

表3 新疆电网调峰能力 10 MW

由表3可以看出，新疆电网在采暖期调峰缺口达到12 070 MW，2020年调峰缺口与目前基本持平，2025年调峰电源的投运缺口减小到10 440 MW，但仍无法满足大规模可再生能源并网对调峰的需求。昌吉热电厂辅助调峰工程投运后，能够弥补一部分调峰缺口，对全系统的调峰能力改善不大。但如将全部可以参与辅助调峰改造的电源均参与辅助调峰后，全系统的调峰能力将得到大幅改善，2020年全系统调峰缺口将降低为3 360 MW，降幅达到72.3%，2025年全系统调峰缺口降低到40 MW，基本可以满足系统在极端情况下的调峰需求。

5 结语

(1)热电厂辅助调峰装机容量相对整个电网来说容量较小，对电力平衡结果影响效果并不明显，同时由于辅助调峰能力也存在季节、供热时长等受限因素，因此无法对电力平衡进行灵活调节.

(2)单个辅助调峰工程投运后，能够弥补一部分调峰缺口，对全系统的调峰能力改善不大。但如将全部具有参与辅助调峰潜力的机组均参加辅助调峰，全系统的调峰能力将得到大幅改善，对于新疆电网来说基本可以满足系统在极端情况下的调峰需求。

热电厂辅助调峰对于高比例可再生能源电网的调峰能力改善是有效果的，是解决电网调峰能力的一种有效措施，具体改善性能取决于该电网可进行辅助调峰改造机组的容量。但热电厂辅助调峰的响应速度以及与供热的解耦效果仍需通过工程实践来进一步验证，仅通过单一手段来改善电网调峰能力显然也存在风险，后续高比例可再生能源电网调峰能力的改善应结合抽水蓄能、储能等多种手段共同进行。

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