基于蓄热式电锅炉电-热时移特性的弃风消纳方案经济性分析

崔 杨，庄 妍，陈 志，仲悟之，崔成伟，赵钰婷



基于蓄热式电锅炉电-热时移特性的弃风消纳方案经济性分析

崔 杨1，庄 妍1，陈 志2，仲悟之3，崔成伟4，赵钰婷1

（1.东北电力大学电气工程学院，吉林 吉林 132012；2.国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314000；3.中国电力科学研究院有限公司，北京 100192； 4.内蒙古电力（集团）有限责任公司锡林郭勒电业局苏尼特左旗供电分局，内蒙古 锡林郭勒 011200）

针对我国“三北”地区冬季供暖期弃风量巨大的问题，本文在分析蓄热式电锅炉电-热时移特性的基础上，考虑供暖期风电弃风特性及其与负荷的相关性，以及供热面积、弃风电量和供热电价等因素，提出了基于蓄热式电锅炉和蓄热式电锅炉-热电联产的2种风电供热组合方案；从用户侧角度，建立了考虑社会综合收益的弃风消纳组合供热方案模型。计算结果表明，本文方案能够在低谷时段消纳更多弃风，随着风电供热成本的降低，本文2种方案的经济性均优于常规供热方案，而低谷电价降低程度的不同会改变本文方案的择优采用结果。

风力发电；电-热时移特性；蓄热式电锅炉；弃风消纳；风电供热；供热方案；经济性

我国风能资源丰富，主要集中在“三北”地区，近年来风电装机容量逐年增加，但风电实际接入和消纳的情况却较差，弃风问题十分严重[1]。2017年全国弃风电量419亿kW·h，“三北”地区弃风电量占全国总量的98%，其中弃风较严重的地区是甘肃、新疆、吉林和内蒙古，弃风率分别达到33%、29%、21%和15%[2]。为此，我国风电“十三五”规划的目标是重点解决弃风限电而不再是装机和并网问题。

针对我国冬季供暖需求大且负荷水平较低的“三北”地区，一方面，冬季夜间风大但电负荷低，而热负荷与风电出力的变化趋势大致相同；另一方面，在负荷有限的条件下，保证供暖则无法保证风电全额消纳。由于“三北”地区电网以火电为主，灵活性差[3]，在冬季供暖期间，火电机组中占主导的热电联产机组“以热定电”模式造成电网调峰能力不足，导致夜间低谷时段的大规模弃风[4-7]。

风电供热是解决我国“三北”地区弃风问题的有效途径之一，不仅可以提高风电消纳能力，缓解传统采暖燃煤污染等问题，还能提高电能占终端能源消费的比重。为此，我国明确推广风电供热[8]，在吉林、内蒙古等地建立风电供热试点项目[9]。文献[10]研究了风电供热的原理，分析其对提高低谷风电消纳能力的作用及前景。文献[11]给出了国内外的风电供热方案，分析表明风能-电锅炉系统具有初始投资成本较低以及技术成熟的优势，目前通过电锅炉完成电能转化为热能是风电供热的主要途径。另外，国外学者也证明电锅炉对加快新能源系统整合、减少CO2排放、节约成本具有重要意义[12]。

储热作为整个能源供热系统中的重要环节，可较好地应对风电的间歇性和随机波动性[13]。而蓄热式电锅炉是在电锅炉的基础上增加了储热环节，将热能储存起来用于其他时段的供热，起消纳风电及削峰填谷的作用。文献[14]对储热安装位置不同（源侧、荷侧）所产生的效果进行了分析。文献[15]提出电能易传输但较难存储，而热能易存储但较难传输。因此，在储热安装位置上本文倾向于后者，即在负荷侧安装蓄热式电锅炉。文献[16]对比3种弃风消纳方案，提出弃风严重时，应优先发展蓄热，将风电供热作为补充方案。

目前国内已有很多文献对风电弃风供热进行了研究[17-19]，文献[20]在电力市场中对蓄热式电采暖消纳弃风进行了经济性分析。实际实施方面，国内一些省市也出台了鼓励用户使用风电供热的相关措施[21-22]，如吉林省采用蓄热式电锅炉清洁供暖，按供热面积对其投资主体给予不低于28元/m2的补助；张家口市风电供暖上网电价和过网费分别不高于0.05元/(kW·h)和0.1元/(kW·h)，总体不超过0.15元/(kW·h)。

然而，现有基于蓄热式电锅炉风电供热系统的研究或相关激励措施，大多考虑消纳弃风的方法和效果，而对弃风量不足时蓄热式电锅炉的风电供热方案研究较少。为此，本文基于实际数据分析供暖期风电弃风特性及其与负荷的相关性，定义并分析蓄热式电锅炉的电-热时移特性，利用弃风电量和蓄热式电锅炉将储热与风电供热相结合以达到充分消纳弃风的目的。针对弃风量不足的情况，提出蓄热式电锅炉的两种供热组合方案，并给出方案选择流程图。通过算例分析，与常规供热方案进行经济性比较，并结合未来电力市场的需求进行了分析。

1 蓄热式电锅炉电-热时移特性分析

1.1 蓄热式电锅炉消纳弃风原理

在热电联产机组以热定电的传统供热模式中，为保证全社会供暖需求，需保证机组发电出力维持在较高水平，而电网调峰能力有限，特别是夜间负荷水平较低时，不得不限制风电出力来维持电力供需平衡，这样对风电的消纳非常不利。

图1为某调度日弃风示意。在火电机组运行至最小出力水平时，电网可接纳最多的风电，即电网的最大风电接纳空间。图1中的火电最小出力是指纯供电的纯凝式火电机组和供热的热电联产机组最小出力之和。

图1 某调度日内弃风示意

图1中竖线阴影面积为风电的接纳空间，可计算为

式中，wind、load、h.min分别为所接纳风电功率、系统负荷和火电机组最小出力。

由于电网可接纳风电功率受火电机组出力下限值限制，当可发风电功率wind.N超过可接纳风电功率时会导致弃风，弃风功率qf可表示为

横线阴影面积表示弃风电量qf，可表示为

式中，为供暖期天数，S为第天的弃风电量，qf.i()为第天时刻的弃风功率，1、2分别为供暖期内每天每次弃风发生的始末时刻。

蓄热式电锅炉作为一种新型可控用电负荷，夜晚利用低谷时段弃风电量进行直接供热和蓄热，白天利用储存的热能向用户供热，打破了以热定电的限制，大大提高电网系统灵活性。这样不仅可以充分利用过剩风电，提高电网风电消纳能力，还能达到削峰填谷、节能减排的目的。

蓄热式电锅炉使用寿命长（20~25年），结构简单、供热效率高；智能控制，无人工费用。常见蓄热式电锅炉有固体蓄热式和水蓄热式。本文选用固体蓄热式电锅炉，优点是占地面积小，单位体积储热密度大，不需额外配备蓄热设备。

1.2 电-热时移特性

图2为电-热时移特性弃风消纳示意，2个坐标图互为映射，热负荷为供暖期供热负荷。为消纳1-2时段的弃风电量，考虑热的存储特性，将1-2时段的风电转换成热1储存起来，用于供给非弃风时段的供热需求2+3。由此，非弃风时段的电负荷也将减少的部分2+3通过以热定电产生对应的电量，由此实现到在时间上的转移。

在保证供热需求前提下，到1实现了电热能量之间的转移，2+3到1实现了热在时间上的转移。通过热负荷的时移实现电负荷的时移，本文将此特性定义为电-热时移特性。

结合以上分析，某调度日内的电-热时移特性可表示为

式中：为电热效率，3、4分别为非弃风时段电负荷转化成热负荷的始末时刻，1为弃风发生次数，2为非弃风时段电负荷转化成热负荷的次数，qf.j()为第次时刻的弃风功率，Q()为第次时刻的供热功率。

图2 电-热时移特性弃风消纳示意

蓄热式电锅炉因其与热电厂供给同一热负荷用户，所以在保证供热质量的前提下，利用电-热时移特性，可降低热电联产机组强迫出力，减小负荷峰谷差，提高电网的风电消纳能力。利用蓄热式电锅炉进行风电供热提高风电接纳能力原理为

式中eb为蓄热式电锅炉负荷功率。

2 风电弃风特性及其与负荷相关性

采用“三北”地区某省2011—2012年冬季供暖期实测弃风数据和实际电负荷数据，对弃风特性及其与负荷的相关性进行分析，以此说明“三北”地区通过弃风供热从而消纳弃风的实际可行性，并确定蓄热式电锅炉的工作时间。

整个供暖期（20111025—20120410，169天）共有6 519个时段（15 min为1个时段）存在弃风，约占供暖期总时段数40.18%，供暖期风电弃风量为307.9万MW·h，占全年总弃风量77.6%。

图3为供暖期日内各时段弃风功率分布三维图，由图3可见，弃风不仅存在于夜间低谷时段，也存在于各个时段，只不过在低谷时段弃风发生次数较多，弃风功率较大，并且弃风具有不确定性。本文采用典型日弃风实际数据分析和一般日弃风概率分析2种方法来说明供暖期弃风特性。典型日弃风方式及负荷分析曲线如图4所示，供暖期弃风概率的日内分布（各小时出现弃风的时段数占供暖期总时段数的概率，总和为0.401 8 pu）如图5所示，典型日热负荷波动较小，故设为定值。

图3 供暖期日内各时段弃风功率分布三维图

图4 典型日弃风及负荷分布曲线

图5 供暖期弃风概率日内分布

由图4可见：24:00至次日6:00电负荷值最低，弃风也出现在这个时段。且由图5可见：1:00—7:00时段弃风概率较高，而冬季供暖期热负荷一般呈现夜晚需求大、白天需求小的特点。由此可知，电负荷低谷时段，正是发生弃风的主要时段，这恰好与基于电-热时移特性的蓄热式电锅炉用电规律相匹配，说明通过消纳弃风电量来解决冬季供暖需求的思路具有可行性。蓄热式电锅炉的运行方式分为固定时段运行和随弃风时段变化运行，2种运行方式消纳弃风效果和运行所需费用见表1，分时电价见表2。

表1 2种运行方式消纳弃风电量及运行所需费用对比

Tab.1 The abandoned wind power consumptions and operation costs of the two operation modes

表2 分时电价

Tab.2 The time-of-use price list

在随弃风时段变化运行方式下，每个时段的弃风供热的电价都依据该时段的实时电价（峰、谷、平电价）计算，而固定时段运行方式只需要使用谷段电价计算；由图3—图5及表1—表2可知，弃风存在于各个时段且大多集中在负荷低谷时段，为了尽可能多消纳弃风的同时保证经济性，并充分利用其电-热时移特性，将蓄热式电锅炉运行时间设定在低谷时段，即当日23:00至次日7:00，其余时段电锅炉只向外放热。

3 弃风消纳供热组合方案及其模型

本文方案基于冬季供暖需求全部由风电供热，由上节可知，弃风发生具有不确定性，个别时段内，弃风电量甚至可完全满足整日供热需求；而某些时段内则无弃风或弃风较少，无法完全满足蓄热式电锅炉供热的用电需求，此时不足部分需由其他能源来满足。为此，本文提出2种蓄热式电锅炉的供热组合方案，其弃风消纳方案选择流程如图6所示。由图6可见：已知量为供暖期弃风功率qf和电供热所需用电量h，无弃风采用目前的常规供热方式；有弃风，则根据电-热时移特性定义，式(4)中弃风电量与h比较大小。若≥h，则蓄热式电锅炉可完全使用弃风进行供热；若＜h，则进行供热方案1和方案2的选择。

图6 弃风消纳方案选择流程

方案1 仅利用蓄热式电锅炉。当低谷时段弃风无法满足供热需求时，则需在低谷时段从电网购电来使蓄热式电锅炉供热。

方案2 蓄热式电锅炉+热电联产。当低谷时段弃风无法满足供热需求时，则采用热电联产替代电锅炉直接供热。

方案选择的3个因素为供热面积、弃风电量以及供热电价，可根据需要考虑的因素，对以上2个方案进行经济性对比，择优采用。

3.1 系统用电负荷计算模型

系统供热一日所需用电量h，即系统一日最大程度消纳弃风电量的计算公式[17]为

式中：为采暖热负荷指标，W/m2；hot为供暖面积，m2；h为日供暖时间，h。

3.2 系统消纳弃风能力计算模型

本文风电供热系统消纳弃风的能力与低谷时段弃风量有关。当低谷弃风功率大于蓄热式电锅炉电功率eb时，仅利用弃风就能满足供热的用电需求，但多余部分弃风无法消纳；当低谷弃风功率小于eb时，虽能完全消纳低谷弃风，但无法满足供热的用电需求，系统还需要同时消耗其他能源。系统消纳弃风能力为

式中：qf为系统一日消纳的弃风电量，MW·h；qf.l.h为低谷时段第个采样点的弃风功率，MW；eb为一日蓄热式电锅炉工作时长；为所选时间尺度；为所选时间尺度下的数据采样点数。

3.3 弃风消纳供热组合方案计算模型

本文从用户侧角度出发，以社会综合收益（效益与成本之差）最大为目标函数，即

式中，p为系统效益，eb为蓄热式电锅炉投资成本，CHP为热电联产供热成本（方案1中为0）。

3.3.1系统效益p

利用弃风代替煤炭燃烧的弃风供热，其效益主要体现在风电环境效益及节约燃煤量，

式中：f为风电环境效益，元/(MW·h)；c为标煤价格，元/t；为节约标煤量，t。

3.3.2 蓄热式电锅炉投入成本eb

eb分为静态投资成本eb.s和运行成本eb.w，

静态投资成本包含一次性投资费用IC及退役残值DC分摊到年内的成本[18]；运行成本指供暖期蓄热式电锅炉运行用电费用，

式中：qf.n为系统一日消纳的非弃风电量（方案2中为0），MW·h；0为民用低谷电价（本文中低谷电价即为供热电价），元/(kW·h)。

3.3.3热电联产供热成本CHP

热电联产这部分的供热费用按热计量方式收费，供热成本等于基本热费与计量热费之和：

式中：a为基本热费单价，元/m2；b为计量热费单价，元/(MW·h)。

3.3.4常规供热成本hot

一般按1个采暖季的建筑面积来收费，则常规供热成本计算为

式中，r为常规供暖价格，元/m2。

3.3.5未来电力市场影响因子

本文将未来电力市场条件改变对模型中效益、成本的影响，采用参数表示，={12345,6}。

标煤价格：

静态投资成本：

运行成本：

CHP供热成本：

常规供热成本：

风电环境效益：

式中：1为标煤价格的环比，由国家发改委价格监测中心可得；2为政府提供的优惠补贴单价，元/m2；3为民用电价的变化率；4为热电联产供热成本的年变化率；5为常规供暖价格的年变化率；6为风电环境效益的变化率。

4 应用实例

4.1 计算条件

以东北某市级电网总装机容量为348.7 MW的8个风电场实际弃风数据为例，分析2种供热方案的经济性，并与常规供热方案进行比较。给定计算条件如下。

1）供暖条件，见表3。

表3 供暖条件

Tab.3 The heating conditions

2）蓄热式电锅炉参数

依据供热面积选用11台固体蓄热式电锅炉（技术参数见表4）。使用寿命取20年，电热转化效率为98%，初期投资成本为325万元×11，退役残值为178.75万元，静态投资成本为169.8万元。

表4 单台电锅炉主要技术参数

Tab.4 Main technical parameters of the single regenerative electric boiler

3）其他参数

风电环境效益为230元/(MW·h)[23]，1度电约需要360 g标准煤，标准煤平均价格为535元/t[24]。

4.2 计算结果

将各参数数据应用于本文弃风消纳供热组合方案模型，供暖期消纳弃风电量如图7所示。

图7 供暖期消纳弃风电量

由图7可以看出：1个供暖期消纳弃风电量为6 659.6 MW·h，占供暖期低谷时段弃风总量的34.84%，占整个供暖期弃风总量的28.02%，相当于节约标准煤2 125 t，折合减少CO2排放量5 311 t。

4.2.1经济性分析

本文2种风电供热方案及常规供热方案1个供暖期的经济性对比见表5。由表5可知，本文2种风电供热方案中方案2（蓄热式电锅炉+热电联产）综合收益较优，更适用于本文算例；2种方案成本均较常规供热方案高，即使有一定的风电环境效益和节煤效益，综合起来也高于常规供热，这主要体现在运行成本方面，实质上就是低谷电价。

表5 供热方案经济性对比

Tab.5 The economy comparison of the heating schemes

4.2.2未来市场需求经济性分析

由上节结果可知，目前电力市场环境下风电供热模式的经济性较差，成本价格是阻碍风电供热发展和影响其经济性的主要因素。因此，本文从3个方面对未来电力市场需求进行分析。

1）激励政策 随着风电上网资源的丰富，社会的进步以及国家政策的开放，风电供热必将受到许多优惠补贴[20]，整个系统效益也将逐渐提高。

2）价格机制 风电供热基本方式为风电企业低价向电网出售供热总用电量，电网收取输电费用并将电量转供给供热单位。现今出现由市场供需和成本来确定风电供热价格的新型价格机制[21]，将有利于消纳更多弃风。

3）运营模式 目前电力市场的调控手段仍比较单一，且电价不能随意改变。此外，风电、电网、供热是3个独立的利益个体，相互间的利益难以协调。随着电力改革深入及市场机制逐步完善，风电、电网和供热同属一个利益共同体的运营模式将成为常态，这样省去中间交易过程，售电价格将省去各方调控的约束，市场自由度也将逐步扩大。

上述3方面因素相互作用的结果将直接体现为风电供热成本价格的变化。表6为未来市场需求下模型中成本的变化趋势，以低谷电价下降趋势百分比为自变量，重新计算方案1和方案2与常规方案的综合收益对比，不同低谷电价对综合收益差的影响如图8所示。

表6 未来市场需求下模型中成本的变化趋势

Tab.6 Changing trends of the cost in model in the future market demand

图8 低谷电价不同对综合收益差的影响

图8中2条直线分别代表方案1和方案2与常规方案的综合收益差。由图8可以看出：当纵坐标综合收益差为0时，方案1和方案2的横坐标分别为51.11%和13.26%，即当低谷电价分别降低至当前价格的51.11%（0.143 0元/(kW·h)）和13.26%（0.037 1元/(kW·h)）时，方案1和方案2的综合收益与常规方案相同；当低谷电价分别小于51.11%和13.26%时，2个方案各自的综合收益将高于常规方案；2条直线存在交点，当低谷电价下降百分比小于该交点横坐标57.26%（0.160 2元/(kW·h)）时，方案1的综合收益优于方案2，反之，方案2的综合收益优于方案1。以上分析表明，低谷电价的降低会提高本文方案的社会综合收益，且低谷电价降低程度的不同会影响本文方案的择优采用结果。

事实上，目前我国部分地区已经出台了相关电价补贴政策，用以降低电供热成本。如北京市实施“煤改电”政策，居民在采暖季享受补贴后的低谷电价为0.1元/(kW·h)[25]。若以此价格进行计算，方案1和方案2的社会综合收益分别为–365.62万元和–612.84万元，与表5结果相比本文方案综合收益大大提高，且方案1综合收益高于常规方案。

随着风电技术的日益成熟及电力市场的逐步优化，风电供热系统所需电能全部由低谷时段弃风提供时，因存在消纳弃风所带来的风电环境效益，所以低谷电价只要低于0.500 2元/(kW·h)，风电供热经济性（社会综合收益）就优于常规供热方案。

目前国家大力推广风电供热的清洁供暖方式，更多地利用弃风能带来更高的环境减排效益，则社会综合收益也将大幅增加，形成良性循环。

5 结 论

1）本文提出的2种风电供热方案能有效消纳弃风，实例计算表明，1个供暖期消纳弃风电量为6 659.6 MW·h，占低谷时段弃风总量的34.84%，占整个供暖期弃风总量的28.02%，相当于节约标准煤2 125 t，折合减少CO2排放量5 311 t。

2）低谷电价的降低会提高本文方案的社会综合收益，当弃风量不足时，低谷电价降低程度的不同会影响本文方案的择优结果；当风电供热系统所需的电能全部由弃风提供时，低谷电价只要低于0.500 2元/(kW·h)，风电供热的经济性就优于常规供热方案。在未来电力市场需求下，本文方案的经济性将逐步显现并优于常规供热方案。

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Economic analysis of abandoned wind power consumption schemes based on electric-thermal time shift characteristics of regenerative electric boiler

CUI Yang1, ZHUANG Yan1, CHEN Zhi2, ZHONG Wuzhi3, CUI Chengwei4, ZHAO Yuting1

(1. School of Electrical Engineering, Northeast Electric Power University, Jilin 132012, China; 2. Jiaxing Power Supply Company, State Grid Zhejiang Electric Power Company, Jiaxing 314000, China; 3. China Electric Power Research Institute Co.,Ltd., Beijing 100192, China; 4. Inner Mongolia Power (Group) Co., Ltd., Xilingol Electric Power Bureau Sunite Right Power Supply Branch, Xilingol 011200, China)

Aiming at the issue of a huge amount of wind power abandonment in winter heating period in the "Three North regions" in China, two wind power heating schemes, based on regenerative electric boiler (REB) and REB with combined heat and power generation (CHP), were proposed, by analyzing the electric-thermal time shift characteristics of the REB and taking into account the characteristics of abandoned wind power and its correlation with the load, as well as factors such as heating area, abandoned wind power and heating power price. From the perspective of the user side, a model of abandoned wind consumptive combination heating scheme that considers comprehensive social benefits was established. The results show that, the proposed schemes can consume more winds during low power output periods. With the reduction of wind power heating cost, the economy of the proposed schemes will be superior to the conventional heating schemes, and the difference of reduction degrees of electricity price during low power output periods will change the preferential consequence.

wind power generation, electric-thermal time shift characteristics, regenerative electric boiler, abandoned wind power consumption, wind power heating, heating scheme, economy

National Natural Science Foundation of China (51777027); The “13th Five-Year” Scientific Research Planning Project of Department of Education of Jilin Province (JJKH20170099KJ)

崔杨(1980—)，男，博士，教授，主要研究方向为电力系统运行分析及新能源联网发电关键技术，cuiyang0432@163.com。

TK82

A

10.19666/j.rlfd.201810190

崔杨, 庄妍, 陈志, 等. 基于蓄热式电锅炉电-热时移特性的弃风消纳方案经济性分析[J]. 热力发电, 2019, 48(6): 9-17. CUI Yang, ZHUANG Yan, CHEN Zhi, et al. Economic analysis of abandoned wind power consumption schemes based on electric-thermal time shift characteristics of regenerative electric boiler[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(6): 9-17.

2018-10-25

国家自然科学基金项目(51777027)；吉林省教育厅“十三五”科学研究规划项目(JJKH20170099KJ)

庄妍(1994—)，女，硕士研究生，zhuangyanjyjy@163.com。

（责任编辑 杜亚勤）