近年來，我國新能源并網裝機和消納總量高增長。截至2015年底，我國風電累計裝機容量達128.3GW，全國風電發電量為185.1TWh，裝機總量居世界第一，但是嚴重的棄風問題制約著我國從世界大風電裝機國邁向世界最大風電利用國。風力資源最豐富的“三北”地區也是棄風最為嚴重的地區，以吉省為代表，棄風率連年超過30%，風電消納問題引起社會的廣泛關注。現階段國內各研究機構圍繞棄風題，基于電網實際運行情況，從機理上深入探討，分問題產生的根源，致力于找出科學的解決途徑。

 

 

國網吉林省電力有限公司電力科學研究院(以簡稱“國網吉林電科院”)經過多年在新能源領域中不懈努力，已經建立了一支“風電并網技術一網源協技術一風電消納技術”閉環式科技攻關團隊，人才優明顯，技術實力雄厚，具有良好的試驗與理論基礎。前擁有一個中心，兩個省級工程實驗室，即吉林省風并網技術研究與檢測中心、吉林省風電并網技術及消能力研究工程實驗室和大電網仿真實驗室。近三年，網吉林電科院在新能源技術領域中先后承擔了國網司、吉林省科技廳和工信廳等相關科技項目34項，究成果全部達到國內領先水平及以上，并建設了多個范工程進行推廣應用，在風電消納方面取得了諸多實經驗。

 

我國“三北”地區棄風的主要原因

 

分析我國“三北地區”棄風問題產生的根源，要表現在低負荷、供熱期電網向下調峰能力不足和電外送能力弱。

 

“三北”地區新能源裝機與負荷呈逆相關，負占全國總負荷的36%，但風電裝機占了全國的70%，電滲透率高達70%，其中，蒙東的風電滲透率已經超100%。而山東、江蘇的風電裝機總量也很大，但基本實了全額消納。因此，低負荷是制約風電消納的根本原因。

 

冬季供熱是“三北”地區的固有特點，以吉林為例。吉林省電源結構以火電為主，達到省調直調裝的75.5%，供熱機組又占了火電機組的總裝機的92%為保證冬季采暖，供熱機組“以熱定電”，不能深度峰，調峰能力僅為20%左右。而整個東北區域抽水蓄等靈活調節電源占比只有1.5%。負荷低谷時，電網下調峰異常艱難，恰逢風電需求大，造成了大量的風。經統計，東北地區90%以上的棄風電量發生在供期，負荷低谷棄風電量又占總棄風的80%基于以上兩點，風電消納對電網外送提出了更高求。然而，目前國內的電網仍不能滿足“三北”的風電送。截至2015年底，東北電網新能源裝機已達25.5GW電力富余20GW以上，跨區外送華北地區的輸電能力有3GW，電網外送能力較弱。

 

風電消納的解決措施和儲能的需求分析

 

對“三北”地區棄風問題產生的根源，解決“北”地區風電消納的有效措施可概括為以下三個方面即提高火電機組的電源調節能力，加快推進抽蓄電站設;積極推進“三北”電網的特高壓直流外送通道設，加強送受端交流電網建設，保證跨區直流能夠大率運行;推進煤改電供熱等電能替代，推廣風電供暖同時加強需求側響應，實現負荷調峰。

 

以上三個措施都需要打破現有的電力生產和消耗時平衡，而儲能技術具有多能轉換和能量時移的特點是協調電源和負荷的有效手段。儲能技術既包括熱儲等廣義儲能，也包括電化學儲能，如鏗電池、液流電等。大規模儲能系統可在電力系統發、輸、用電多個節中應用，其可協調火電機組進行靈活性改造，提高組的深度調峰能力，可為送受端電網提供快速功率釋和支撐，提高特高壓直流輸電的穩定性，可作為可控荷參與電網調峰，提升負荷的可調度性。因此，大規儲能系統能夠多維角度為風電消納提供負荷空間，是決棄風的的必然需求。

 

儲能的多環節應用提升風電消納的機理

 

蓄熱式電鍋爐作為一種廣義的儲能系統，協調電機組進行靈活性改造實現深度調峰，為消納風電提負荷空間。該項技術在北歐地區的應用最為成熟，丹最為典型。隨著國家政策的支持，“三北”地區多家電廠開展蓄熱式電鍋爐融合機組進行靈活性改造項目利用電鍋爐解禍熱電機組的“以熱定電”模式，配置電鍋爐容量決定了其機組深度調峰的能力。負荷低谷段，降低熱電機組出力，由此損失的供熱量由配置的鍋爐運行補充，多余的熱量存入蓄熱罐，在熱負荷高期釋放。火電機組靈活性改造后一方面實現了熱電機的深度調峰，另一方面實現了負荷時移，大大增加了電消納的負荷空間。

 

利用棄風電量進行電供熱是解決“三北”地區風問題的有效手段。夜間負荷低谷時段，利用谷電電或者協定的棄風電價對蓄熱式電鍋爐加熱，一方面向熱管網提供熱負荷，另一方面將多余熱能儲存至蓄罐中，以滿足次日電價高峰期的熱負荷要求。然而電爐的功率調節系統受機械部件制約，調節速率與風功快速波動不匹配，無法實現最大限度的消納風電。電學儲能具有電能雙向流動，有功、無功的靈活調節等點，其協調電鍋爐能夠改善其調節靈活性，具備跟蹤風功率的能力，提高風電供熱的經濟性。

 

為了解決東北地區窩電問題，提高新能源外送消能力，2017年新建扎魯特一山東青州士800kV特高壓流輸電及其配套工程，該工程投運后最大可外送出力10OOOMW，但該工程投運后，全省電網結構與運行性發生巨大改變，電網事故的構成要素更加復雜。當直流線路滿負荷運行發生單級或雙極閉鎖后，松白地頻率將瞬間提高1Hz，重要500kV變電站電壓將被迫高至1.22(pu)，為保證電網的頻率和電壓穩定，電將會通過穩控裝置切除大量風電機組，嚴重影響新能的消納，也為電網帶來了巨大沖擊。隨著大功率PCS術的快速推進，大規模的電池儲能電站若達到毫秒級響應時間，將會為扎魯特直流的單極或雙極閉鎖提供速功率釋放，提高直流輸電的頻率和電壓穩定性，進提升風電消納能力。

 

由于用電存在峰谷電價，通過儲能可實現用電荷的轉移，谷充峰放不僅可以增加低谷負荷促進風電納，還存在盈利的可能性。若采用儲能分布式并網，中管理，引入負荷集成商的運營模式，可大幅提高負的調度性，再結合風電功率預側，可顯著提升風電的納能力。

 

重點示范工程

 

華能長春熱電廠(2X300MW)火電機組靈活造工程是國網吉林電科院最新承擔的調試項目。該項配置了320MW的固體蓄熱式電鍋爐進行機組靈活性造，進而提高機組的深度調峰能力，其拓撲圖如圖1示。依據現行的電價政策，火電機組改造盈利的關鍵于其參與深度調峰輔助服務費補貼。以該工程為例，造前供熱期熱電機組最小技術出力為320MW，改造機組出力可降低至0MW，負荷率為0%。該項目總投為3.55億元，考慮其固定資產折舊費、大修費、材料和用電電價等因素，供熱期內當機組參與深度調峰天為150天時，調峰輔助服務費大于0.44元/}kWh，項可實現盈利。根據《東北電力輔助服務市場運營規(試行)》，熱電機組負荷率}40%時，輔助服務費0.4一1元之間。因此，該工程參與輔助調峰的電價補平均值為0.88元，有巨大的盈利空間，但這完全依賴政策的持續性，存在一定的風險。

 

圖1 蓄熱式電鍋爐協調熱電機組靈活性改造

 

“儲能融合可控負荷提升供熱地區風電就地消能力的關鍵技術研究及應用”是國網吉林電科院牽的國家電網公司項目。項目最終成果在中廣核大安潔能源供熱工程進行示范應用，拓撲圖如圖2所示。

 

圖2 儲能融合蓄熱式電鍋爐提升風電消納模式

 

移動式兆瓦級儲能系統原理及實物圖如圖3、圖4所示。其中，風電場裝機容量為200MW,蓄熱式電鍋爐額定率為30MW,鏗電池儲能系統容量為1MW0.5MWh儲能協調蓄熱式電鍋爐在夜間采用低谷電價時段跟風電預測出力、電鍋爐制熱并蓄熱的運行模式。通不同熱負荷需求以及電網運行約束下的試驗驗證，一步掌握風電一儲能一蓄熱式電鍋爐聯合運行控制調度管理等核心技術，解決風電一蓄熱式電鍋爐運適配性問題，實現多種資源的綜合利用。儲能系統置后可增加風電消納電量比例6%，有效減少了風電風量。

 

圖3 移動式儲能系統原理圖

 

 

圖4 移動式儲能系統實物

 

結束語

 

低負荷、供熱期電網向下調峰能力不足和電網外能力弱是我國“三北”地區棄風的根源，儲能技術在力系統的多環節應用已成為解決風電棄風的有效途徑。

 

除了儲能的應用技術需要繼續發展成熟外，有效的運模式、市場機制和政策支撐也是至關重要的，形成的議如下。

 

1)應用技術。探索并實踐儲能系統在能源互聯中的多種應用發展模式，如儲能參與需求側響應、電調頻等多種輔助服務等，并分析不同應用下儲能系統技術經濟性，提出有效的運營模式。

 

2)市場機制。探索適宜儲能發展的電價結構，括其在不同應用模式下的補貼方式及其退出機制，多化投資主體及金融環境。