风电供暖+储能=？

文 | 李建林

作者系中国电力科学研究院电能存储与转换技术室主任

风电供暖已不是新鲜事，但传统的风电-蓄热式电锅炉联合运行难以实现最大限度的消纳风电。而引入储能系统则能够很好的解决这一问题。

国庆节刚过，吉林省西北部最低气温就已降到零下1度，但白城市安广镇的居民家中却是暖意融融。这一切都是因为一种全新的取暖方式——风电-储能-蓄热式电锅炉联合系统。

风电供热替代燃煤锅炉的环境效益、经济效益和社会效益，目前在安广镇已经显现。据测算，风电供热替代燃煤锅炉，2017-2018年采暖期内共消纳弃风电量1931万kwh，可节约标准煤0.24万吨。

事实上，风电供暖已不是什么新鲜事，但是由于受机械部件制约，调节速率与风功率快速波动不匹配和方式单一，缺乏多目标控制技术的原因，传统的风电-蓄热式电锅炉联合运行难以实现最大限度的消纳风电。而引入储能系统则能够很好的解决这一问题。

吉林的储能需求

随着风电装机容量的持续增长，以吉林省为代表的源荷供需矛盾凸显地区，弃风现象时有发生，风电就地消纳能力不足已成为制约风电发展的主要因素。而冬季供热期用于电网调峰的火电机组调峰能力骤减，电网接纳风电的空间减小，进一步引发高比例弃风，以致风电平均利用小时数连续多年处于全国最低水平。

吉林省正在推广应用蓄热式电锅炉制热项目，增加电网的电转热负荷，以促进风电本地消纳。利用风电场在夜间负荷低谷期的弃风电量，为蓄热式电锅炉供电，电锅炉产生的热量，一部分直接用于夜间电网低谷时段居民供热，另一部分储存蓄热装置内，用于白天电网非低谷时段居民供热。

风电供暖项目的推广应用，增加了电网低谷负荷，在提升风电就地消纳能力方面发挥了一定作用。为最大限度提升蓄热式电锅炉消纳风电的作用，需要蓄热式电锅炉运行功率跟踪风电出力。

但是，目前在电价低谷时段，蓄热式电锅炉以恒定功率连续运行，没有跟踪风电出力，蓄热式电锅炉运行增加的电网低谷负荷并未全部用于消纳风电。为进一步提高风电利用比例，在技术方面有两个问题需要解决。

一是蓄热式电锅炉功率调节受机械部件制约，调节速率与风功率快速波动不匹配。大容量的蓄热式电锅炉一般为电极式，需要通过机械系统控制电极棒在电流载体中的位置来实现功率调节，为保证设备寿命，机械臂无法进行频繁调整且调节速度有限，导致电锅炉功率调节速率过慢，无法适应风功率快速波动。

二是风电-蓄热式电锅炉联合运行方式单一，缺乏多目标控制技术。受功率调节速度、深度与频次的制约且仅能单向调节的限制，目前风电-蓄热式电锅炉在低谷时段以恒定功率单一方式运行，难以实现最大限度的消纳风电，为提升风电的利用比例，需要通过多目标控制策略及能量管理系统等技术手段，对风电-蓄热式电锅炉进行协调控制。考虑风电与蓄热式电锅炉在运行中因可控性差而引发的风电出力与负荷调节间的适配性问题，以及负荷参与电网调峰的调控技术问题，需引入储能系统及柔性控制技术探索解决途径。

示范项目解析

吉林大安风电清洁供暖示范项目是国家能源局重点清洁环保项目，项目位于大安市安广镇南侧，场地约15000平方米。项目配套的中广核大安风力发电有限公司来福风电场装机容量为200MW，在安广都瑞热力公司内建设3台功率为10MW电极式锅炉，4个容积为350m³的蓄热水罐，蓄热温度大于或等于180℃，蓄热体表面温度不大于45℃。

在蓄热式电锅炉侧配置了移动式MW级锂离子电池储能系统，容量为1MW/0.5MWh，包括1套0.5MWh锂电池储能主系统，2台500kW变流器，1套电池监控系统、1个储能集装箱体和相关辅助系统组成。

通过对储能系统功率特性、爬坡率、电能质量进行测试，得到储能系统技术指标如下：1）移动式锂电池储能系统的充放电试验结果表明，该储能系统充电功率可达1002kW，放电功率可达1005kW，具备1MW的充放电功率能力；2）1MW/0.5MWh移动式锂电池储能系统爬坡率测试结果表明，储能系统在充电过程中爬坡率最大可达到560kW/s、放电过程中爬坡率可达到500kW/s；3）在空载、充电、放电三种工况下，储能充放电运行对并网点电压偏差、三相电压不平衡度、电压波动和闪变、谐波等电能质量参数指标的影响均在合理范围内，各项指标符合国家标准要求。

针对工程实际需求搭建了联合运行调控管理平台，其技术指标如下：1）储能与蓄热式电锅炉装置可实现各种通信规约的转换与无缝接口；2）对风场出力、电压，储热温度、压力，电化学储能电压与SOC等参数的远程实时监测，数据转换处理周期≤0.5s；3）多目标协同控制计算时间≤1s，控制节点响应时间≤0.2s。

项目研究了风电-储能-蓄热式电锅炉联合运行控制、调度管理等核心技术，有效解决风电-蓄热式电锅炉运行适配性问题，实现多种资源的综合利用，并建设了包含200MW风电场、30MW蓄热式电锅炉、1MW移动式锂电池储能系统的示范工程。通过供热季的示范运行，储能系统与蓄热式电锅炉联合出力能够快速跟踪弃风功率运行。项目成果已经成功应用在示范工程中，测试结果验证了联合运行调控策略的正确性，且对比锅炉恒功率运行、锅炉跟踪弃风运行，储能系统融合电锅炉联合运行跟踪弃风功率效果最优，大幅减少电锅炉电极调节次数。

经实测，一个供热季示范工程消纳了弃风1935万kWh，降低弃风率4.62%，相比之前电锅炉恒定的运行模式，本项目的应用多消纳了939万kWh弃风电量，多降低了2.26%弃风率，有效提升了风电场的就地消纳能力。

储能的快速调节能力减少了蓄热式电锅炉电极棒的动作次数770次。该示范工程的运营模式下，弃风电量电价为0.2631元/kWh（不含补贴），弃风电量电价下调空间通过电价平移到用户，有效降低了蓄热式电锅炉的运行成本。经综合计算后，示范工程各参与方一个供热季的净收益为368.62万元。