CN103580063B - 一种基于需方响应消纳大规模并网风电的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及需方响应参与大规模并网风电消纳研究领域，具体涉及一种基于需方响应消纳大规模并网风电的方法。该方法在风电富裕地区，就近建立采矿、金属冶炼、石油加工、供暖等高载能企业，利用这些可调节、可中断的高载能负荷参与风电调峰，就地吸纳风电资源，避免风电大规模、远距离输送，从而降低电网损耗，节约高载能用户用电成本，增加风力发电厂出力消纳，减少弃风现象。该方法能客观、全面的反映大规模风电的出力特性和用户用电负荷特性，精确的计算出可调节、可中断高载能负荷大小，进而确定新增消纳风电的规模容量，解决当前大规模风电并网消纳及弃风难题。
Description
技术领域
本发明涉及需方响应参与大规模并网风电消纳研究领域，具体涉及一种基于需方响应消纳大规模并网风电的方法。
背景技术
风电作为目前技术较为成熟、成本较低、可实现规模化开发的新能源发电技术，在调整能源结构、应对气候变化、缓解环境污染等方面将发挥不可替代的作用。我国风能资源丰富且分布集中，按照“建设大基地、融入大电网”的总体思路，我国规划在“三北”及东部沿海地区建酒泉、哈密等7个千万千瓦级风电基地。未来我国风电将大规模快速发展，正确认识风电出力特性，建立风电与其他能源和电网的协调发展关系，对实现我国风电的科学、健康、可持续发展十分有益。
风电与常规同步机发电相比，存在较大的差别：风是风力机组的原动力，它不可控并且是随机波动的，不能按计划发电，调度困难，而火电和水电可调度；相比与常规发电厂所用的发电机组，风电机组采用不同的、经常是基于变流器多种发电机技术，变速风电机组采用电力电子控制技术，大型风电场包含数百台机组，单机容量较小，单个风电机组的典型容量大大小于常规电厂的同步发电机容量；另外风电与常规同步机发电的暂态特性和运行特性也不同。风电出力具有随机性、波动性、反调峰等特性。因此，对并网风电进行消纳成为了当前一个重要问题。对并网风电进行消纳包括以下技术：
1.风电并网技术：
国外风电发达国家都制定了严格的并网导则且强制执行。并网导则明确规定了风电场应具备的有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力等性能指标。德国针对大规模风电并网制定了一系列的技术标准和规范，其要求高于国际电工委员会(IEC)的标准，对各种并网技术指标做出了明确规定，并通过《可再生能源法》等法律法规保障执行。国际上趋于通过技术进步和制定强制性标准，使风电达到或接近常规电源性能。国外风电运行管理水平较高，一是广泛开展了风电功率预测工作，如德国、丹麦、西班牙等国都实现了风电输出功率的日前预测，为电网的安全稳定和电力市场运营创造了条件。西班牙规定风电出力预测误差超过20%时将被罚款，2006年，西班牙绝大多数风电场发电量都销售给了电网企业，只有不到5%的风电由于预测误差超过20%，发电企业不愿交罚金而采取了弃风措施。二是对风电场进行有效调控，如西班牙成立可再生能源电力控制中心(CECRE)，对风电场进行有效监控和有序调控，以提高风电机组接入后电网的安全稳定水平。
由于受资源条件的限制，我国电源结构以燃煤发电为主，电源结构性矛盾较为突出。直接2009年底，全国发电装机容量8.74亿千瓦，火电6.51亿千瓦，占到74.5%，水电1.96亿千瓦。风电1759万千瓦，核电907万千瓦，同时火电机组中供热机组的比例较高。以吉林为例，省调直调的供热机组占直调总容量的65.5%左右。这些机组实行“以热定电”，基本不参与荷-源互动节电。另一方面，响应速度快的燃机，抽水蓄能等灵活荷-源互动节电电源说站比例在0.45以下，远不能满足风电大规模入网后的荷-源互动节电需要。与国外风电大国相比，我国荷-源互动节电电源比例偏低的电源结构性矛盾严重影响了系统接纳清洁能源的规模和能力，部分地区风电弃风严重。例如，由于吉林省负荷基数较小，系统荷-源互动节电能力不足，吉林电网不得不采用限制风电的措施。在2009年，因荷-源互动节电原因限制风电场发电30次，共控制风电发电1620万千万时。目前，我国还缺乏一种针对大规模发电并网荷-源互动节电的有效运行模式，缺乏一套配套的运行保障机制和管理办法。
2.荷-源互动节电技术：
由于电能不能储存，每当用电高峰时，总是用增加发电机组出力和多开机组台数或限制负荷的办法来满足需要。而在每天后夜用电很少的时候，又总是关停一些发电机组和压低那些继续在运行的机组的出力，直至最低限度，以适应用电很少的需要，从而保持发电、输电和用电的瞬间平衡，使供电的频率质量在合格范围内。这种随时调节发电出力以适应用电负荷每天周期性变化的行为，称为荷-源互动节电。
荷-源互动节电的手段主要有：（1）抽水蓄能电厂改发电机状态为电动机状态荷-源互动节电能力接近200%；（2）水电机组减负荷荷-源互动节电或停机，荷-源互动节电依最小出力（考虑震动区）接近100%；（3）燃油（气）机组减负荷荷-源互动节电。荷-源互动节电能力在50%以上；（4）燃汽轮机组启停荷-源互动节电；（5）燃煤机组减负荷、启停荷-源互动节电、少蒸汽运行、滑参数运行荷-源互动节电。荷-源互动节电能力分别为50%、100%、100%、40%；（6）核电机组减负荷荷-源互动节电；（7）通过对用户侧负荷管理的方法，削峰填谷荷-源互动节电。
3.需求响应技术：
当前我国开展的需求侧管理工作主要有两项，一项是峰谷分时电价(有些省还包含丰枯季节电价)，一项是负荷控制。这两项工作均为负荷调节的范畴，其实施主体均为电力公司。电力公司实施需求侧管理课题的激励主要在于保障平安度过负荷高峰期，算是政治任务;经济上则并没有激励，甚至为负激励:站在电力公司的角度，峰谷、丰枯电价的实施，就是以一定幅度的让利引导实行峰谷、丰枯电价的用户避峰，这些用户的加权平均电价必然要低于其实施前的目录电价，故存在电价损失，而负荷控制的实施则存在电量损失。同时，对参与负荷控制的用户也没有经济补偿，基本上是行政手段，传统的拉闸限电手段在供需紧张的时候也仍然大量采用，但已越来越受到用户对其合法性的质疑和经济索赔的要求。需求侧管理课题的实施和推进面临实施主体缺位、激励和动力严重不足的尴尬。
电力需求侧响应，是随着电力工业市场化改革和电力市场建设，从电力需求侧管理中演变进化而来，旨在以市场手段和价格工具为主要载体，影响和调节需求的时间和水平，挖掘需求侧响应资源，提升需求侧响应弹性，约束供应侧市场力，压制批发市场价格波动，提高电力系统和电力市场的运行稳定性和运行效率；同时，将需求侧响应资源与供应侧资源在各类市场和综合资源规划中平等甚至优先对待，起到提升社会整体资源的利用效率和节能减排的重要作用。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种基于需方响应消纳大规模并网风电的方法，该方法在风电富裕地区，就近建立采矿、金属冶炼、石油加工、供暖等高载能企业，利用这些可调节、可中断的高载能负荷参与风电调峰，就地吸纳风电资源，避免风电大规模、远距离输送，从而降低电网损耗，节约高载能用户用电成本，增加风力发电厂出力消纳，减少弃风现象。
本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
本发明提供一种基于需方响应消纳大规模并网风电的方法，其改进之处在于，所述方法用的系统包括常规发电机组、风电机组和负荷，所述常规发电机组、风电机组和负荷相互协调实现风电就地消纳，所述负荷包括常规负荷及可中断可调节高载能负荷；
所述方法包括下述步骤：
（1）确定风力发电厂出力特性；
（2）确定高载能负荷特性及可中断可调节容量；
（3）确定新增风电消纳容量及经济性分析。
进一步地，所述步骤（1）中，风电场出力特性包括：
1）日出力特性：包括每天24小时的各时段机组出力大小；
2）月出力特性：包括当月中每天的机组平均出力大小；
3）年出力特性：包括当年中每个月机组平均出力大小；所述年出力特性按照规模大小对风电出力特性做出划分，包括：①单台风电机组的出力特性；②风电场的整体出力特性。
进一步地，所述单台风电机组的出力特性根据其装机容量大小决定；风电场的整体出力特性由风电场内风电机组出力变化率决定。
进一步地，所述步骤（2）中，高载能负荷特性通过分析用电负荷曲线得到，包括：
<1>用电负荷具有周期性的特点，以日为单位的周期和以周为单位的周期性显著；
<2>用电负荷变化是连续的；
<3>电力用电负荷对季节和气象敏感；
<4>用电负荷在节假日期间表现的特殊性；
确定可中断可调节容量包括下述步骤：
1>根据负荷预测及备用容量确定电网开机方式；
2>确定全网发电开机最低出力PGN.min，比较全网常规电源实际出力PG.real与全网发电开机最低出力PGN.min；
3>当全网常规电源实际出力小于全网发电开机最低出力即PG.real＜PGN.min时，说明常规发电机组的正常最小出力不能平衡负荷及风电功率的波动，加上风电的反调峰特性，采取深度调峰措施来加强电网的调峰能力，得到深度调峰措施下的可调峰容量Pbalance=PG.real-PGN.min+PT；其中PT为风电的反调峰特性；
4>当全网常规电源实际出力大于全网发电开机最低出力即PG.real＞PGN.min时，说明电网留有平衡风电波动的裕度，即用常规的调峰措施保证风电正常出力，且电网不受风功率波动影响，常规调峰措施下可中断负荷的调节容量为Pbalance=PG.real-PGN.min。
进一步地，所述步骤2>中，全网常规电源实际出力用下式表示：
PG.real＝(PLoad+PTrans)/[(1-Kloss)(1-KGen)]I）；
全网发电开机最低出力用下式表示：
PGN.min＝PGN×(1-KG.adjust)II）；
其中：
全网发电开机容量PGN为：
PGN＝PG.real.max+PReserveIII）；
全网最大发电负荷PG.real.max为：
PG.real.max＝(Pload.max+PTrans)/[(1-Kloss)(1-KGen)]IV）；
全网总备用容量PReserve为：
PReserve＝PSpin+PContingency＝PG.real.max×KLoad+PGmax×36%V）；
式中，KGen为厂用电率；Kloss为网损率；KLoad为负荷备用率；PLoad为全网用电负荷；PTrans为联络线功率，电力外送为正值，受电为负值；PGN为全网发电开机容量，PSpin为全网负荷备用容量，PContingency为全网事故备用容量，PReserve为全网总备用容量，KG.adjust为全网综合可调出力系数。
进一步地，所述步骤（3）中，根据步骤（2）中的可中断负荷容量确定高载能用户调峰容量；根据统计所得的一天功率曲线确定调峰电量；由式Qn＝qn×S×10-6(Gj/h)确定出调峰能量，即新增风电消纳容量；最后根据提供调峰能量的载体计算其节约的能源消耗并折算为经济价值；或根据节约的能源消耗计算出其节能减排量；其中：Qn为用户热量需求，qn为建筑单位热需求，S为建筑面积，GJ/h表示109焦耳/小时。
与现有技术比，本发明达到的有益效果是：
本发明提供的基于需方响应消纳大规模并网风电的方法，在风电富裕地区，就近建立采矿、金属冶炼、石油加工、供暖等高载能企业，利用这些可调节、可中断的高载能负荷参与风电调峰，就地吸纳风电资源，避免风电大规模、远距离输送，从而降低电网损耗，节约高载能用户用电成本，增加风力发电厂出力消纳，减少弃风现象。该方法能较客观、全面的反映大规模风电的出力特性和用户用电负荷特性，精确的计算出可调节、可中断高载能负荷大小，进而确定新增消纳风电的规模容量，解决当前大规模风电并网消纳及弃风难题。
附图说明
图1是本发明提供的高载能用户参与大规模风电环境下电网互动简化示意图；
图2是本发明提供的基用于调峰容量计算的电网简化示意图；
图3是本发明提供的电网可调峰容量分析流程图；
图4是本发明提供的甘肃电网2012年典型日负荷曲线图；
图5是本发明提供的传统供热系统的热量传输图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。
本发明提供的基于需方响应消纳大规模并网风电的方法，该方法用的系统包括常规发电机组、风电机组和负荷，所述常规发电机组、风电机组和负荷相互协调实现风电就地消纳，所述负荷包括常规负荷及可中断可调节高载能负荷；如图1所示，该图描述了电力系统中传统发电厂、大规模风力发电场、电网、常规负荷及可调节可中断高载能负荷相互协调实现风电就地消纳过程。
电力系统要持续地向用户供电，常规电厂通常采用同步发电机组，系统通过一次和二次调频满足不断变化的负荷。一次调频通常由调速系统来完成，其响应时间取决于机组本身的特性，通常是30秒到1分钟。而二次调频则在随后的10分钟到30分钟内承担起有功平衡的任务，使同步机组再次获得一次调频的能力。一个电力系统必须有足够的一次和二次调频能力来满足负荷的不断变化，对于发电机组来说，必须有足够的备用增加或减小机组的出力满足系统的要求。如果风电场并入电网，系统内又增加了一个波动的功率源。随着风电装机比例的增大，系统有功平衡的要求也增加了。风电出力的随机性使得电网中常规电源不仅需要为负荷波动留出备用，还需要考虑为风电场留出一定备用来平衡其出力变化。由于现有的风电预测技术的局限性，实际风电输出和预测值之间的差值仍需系统的二次备用容量来平衡。因此对于风电装机比例大的系统，系统对二次备用容量的需求受风电影响是很大的。用于平衡风电功率波动的电网可调容量与电网的运行方式、负荷水平及联络线的功率传输水平等因素有关。由于在实际运行中，电网的运行方式时刻变化，电网中负荷也是变化的，这就决定了用于平衡风电功率波动的电网可调容量也将随之变化。下面将给出在不同运行方式、负荷水平和联络线的传输功率条件下，电网用于平衡风电功率波动的电网可调容量方法，基本原理示意如图2所示。该图共包含三部分：第一部分为常规电源和并网风电的输出功率；第二部分为输配电网，主要功能为远距离传输和分配电能；第三部分为负荷部分，主要为常规负荷和用于调峰的负荷。依据本发明的基于需方响应的大规模并网风电的消纳方法具体实施步骤如下：
（1）确定风力发电厂出力特性；风电场出力特性包括：
1）日出力特性：包括每天24小时的各时段机组出力大小；
2）月出力特性：包括当月中每天的机组平均出力大小；
3）年出力特性：包括当年中每个月机组平均出力大小；所述年出力特性按照规模大小对风电出力特性做出划分，包括：①单台风电机组的出力特性；②风电场的整体出力特性。
（一）风电机组出力分布：
首先对单个风电机组的出力大小进行统计，得到其功率分布特性。统计表明，风电小出力概率较大，而大出力概率较小。其中，风电出力与装机容量之比为0～5%的概率达到21.2%。风电出力与装机容量之比高于80%的概率仅为0.2%。风电出力与装机容量之比超过70%的概率也仅为1.8%。
（二）风电机组出力变化率：
风电并网后，其他电源除跟踪负荷变化外，还要跟踪风电的随机波动。因此，风电出力变化率直接影响到系统对其他电源跟踪能力的要求。
对单个风电场而言，受风机转动惯量和风电场有功功率控制策略的影响，风电场秒级及以下的功率快速波动可以得到一定平抑；同时由于风本身的随机性及空气尾流等因素的影响，风峰、风谷到达各风机的时间也不同，各风机感应到的风速的大小和变化速率也存在差异，风电场内不同风机之间的出力具有一定的互补性。各风电场的最大出力变化率的出现时刻也不同，从而实现互补，降低了整个风电基地的出力变化率。主要统计1min和10min风电机组和风电场的功率变化率。
（2）确定高载能负荷特性及可中断可调节容量；
应当详细记录不同负荷的负荷曲线并对其进行分析。
通常对用电负荷曲线分析得到：
<1>用电负荷具有周期性的特点，以日为单位的周期和以周为单位的周期性显著。
<2>用电负荷变化是连续的，一般不会出现大的跃变。
<3>电力用电负荷对季节、气象等是敏感的，不同的季节、不同的气候以及气象的变化都会对负荷造成明显的影响，如夏季降温、冬季取暖等都占有很高的比重。
<4>用电负荷在节假日期间表现的特殊性，虽然节假日电力负荷不同于普通日，但也具有本身变化的趋势和规律性。
除此之外，随着电力市场的逐步深入，电力用电负荷会有新的特点出现，如电力需求侧管理方法的使用，高耗能企业的搬迁都会对负荷特性产生一定的影响，必须在进行分析时对其充分考虑。
对于供应侧参与电网调峰的技术经济评估与政策方面，为提高电力工业能源使用效率，节约能源，减少环境污染，促进能源和电力结构调整，确保电力系统安全、高效运行，实现电力工业的可持续发展。
考虑到目前，甘肃电网不够完全消纳风电的情况，并且辅助服务的调峰能力有限导致大量夜间风电机组弃风，造成了风力资源的浪费。电网自身的调峰能力已不能满足风电的出力要求，因此，应该调动用户侧参与电网调峰，避免资源的浪费而且有利于社会的节能减排。考虑到甘肃地处西北，冬季低温寒冷，用电量较大，最大幅负荷也出现在冬季，并且风资源丰富，风机利用率较高。建议在冬季夜晚可以采取用电供暖的方式来取代烧煤供暖，这样做不但可以避免电网出现弃风，而且可以减少煤炭的消费量有利于节能减排。
确定可中断可调节容量的流程图如图3所示，包括下述步骤：
1>根据负荷预测及备用容量确定电网开机方式；
2>确定全网发电开机最低出力PGN.min，比较全网常规电源实际出力PG.real与全网发电开机最低出力PGN.min；计算中风电不参与调峰；全网发电机组须满足当天最大负荷；负荷与机组最小技术出力的差即式所示为电网调峰容量。其中，机组最小技术出力即电网电源正常情况下的最小出力，PGN.min是由实际电网的开机方式确定的，而电网的开机方式是由最大、最小负荷及备用容量决定的，需根据具体的电网而定。
3>当全网常规电源实际出力小于全网发电开机最低出力即PG.real＜PGN.min时，说明常规发电机组的正常最小出力不能平衡负荷及风电功率的波动，加上风电的反调峰特性，需要采取深度调峰措施来加强电网的调峰能力。深度调峰手段一般包括：在联络线输送协议规定范围内调节传输功率，火电机组投油助燃，汛期弃水压低水电出力，调停小火电等，可看出，用深度调峰措施来平衡风电功率的波动都需要电网付出一定的代价，从经济节能的社会效益角度出发，需对深度一调峰措施进行优化分析，以保证电网在平衡风电功率波动的同时，整个电网运行的费用降到最低，得到深度调峰措施下的可调峰容量Pbalance=PG.real-PGN.min+PT；其中PT为风电的反调峰特性；
4>当全网常规电源实际出力大于全网发电开机最低出力即PG.real＞PGN.min时，说明电网留有平衡风电波动的裕度，即用常规的调峰措施就能保证风电正常出力，且电网不受风功率波动影响，常规调峰措施一般指根据实际电网电源调节特性及季节特性合理调节电源的出力；常规调峰措施下可中断负荷的调节容量为Pbalance=PG.real-PGN.min。
全网常规电源实际出力用下式表示：
PG.real＝(PLoad+PTrans)/[(1-Kloss)(1-KGen)]I）；
全网发电开机最低出力用下式表示：
PGN.min＝PGN×(1-KG.adjust)II）；
其中：
全网发电开机容量PGN为：
PGN＝PG.real.max+PReserveIII）；
全网最大发电负荷PG.real.max为：
PG.real.max＝(Pload.max+PTrans)/[(1-Kloss)(1-KGen)]IV）；
全网总备用容量PReserve为：
PReserve＝PSpin+PContingency＝PG.real.max×KLoad+PGmax×36%V）；
式中，KGen为厂用电率；Kloss为网损率；KLoad为负荷备用率；PLoad为全网用电负荷；PTrans为联络线功率，电力外送为正值，受电为负值；PGN为全网发电开机容量，PSpin为全网负荷备用容量，PContingency为全网事故备用容量，PReserve为全网总备用容量，KG.adjust为全网综合可调出力系数。
（3）确定新增风电消纳容量及经济性分析：
根据步骤（2）中的可中断负荷容量确定高载能用户调峰容量；根据统计所得的一天功率曲线确定调峰电量；由式Qn＝qn×S×10-6(Gj/h)确定出调峰能量，即新增风电消纳容量；最后根据提供调峰能量的载体计算其节约的能源消耗并折算为经济价值；或根据节约的能源消耗计算出其节能减排量；其中：Qn为用户热量需求，qn为建筑单位热需求，S为建筑面积，GJ/h表示109焦耳/小时。
实施例
下面以甘肃电网为例，应用本发明提供的基于需方响应消纳大规模并网风电的方法，具体实现如下：
（1）甘肃电网日出力特性
下表为甘肃电网不同季节的典型日用电负荷曲线，数据如表1所示，其曲线图如图4所示，其中一季度用电量较低，其他时间用电负荷较为接近，冬季和秋季负荷较大。最大负荷出现在冬季夜间。
表1典型日用电负荷曲线（单位：兆瓦）
| 时间 | 一季度 | 二季度 | 三季度 | 四季度 |
| 1 | 9781 | 10783 | 11111 | 11174 |
| 2 | 9673 | 10703 | 11029 | 11083 |
| 3 | 9630 | 10631 | 11015 | 11046 |
| 4 | 9632 | 10587 | 10930 | 10991 |
| 5 | 9709 | 10657 | 11012 | 11034 |
| 6 | 9804 | 10932 | 11193 | 11230 |
| 7 | 9961 | 11291 | 11608 | 11501 |
| 8 | 10079 | 11336 | 11631 | 11435 |
| 9 | 10423 | 11590 | 11931 | 11799 |
| 10 | 10539 | 11706 | 12042 | 11863 |
| 11 | 10501 | 11783 | 12102 | 11920 |
| 12 | 10445 | 11808 | 12177 | 11955 |
| 13 | 10257 | 11421 | 11878 | 11671 |
| 14 | 10288 | 11327 | 11721 | 11600 |
| 15 | 10254 | 11466 | 11887 | 11644 |
| 16 | 10226 | 11481 | 11840 | 11667 |
| 17 | 10444 | 11690 | 12064 | 11943 |
| 18 | 10751 | 11865 | 12169 | 12349 |
| 19 | 11000 | 11723 | 12080 | 12500 |
| 20 | 10921 | 11648 | 12020 | 12344 |
| 21 | 10845 | 12000 | 12300 | 12222 |
| 22 | 10636 | 11865 | 12101 | 12023 |
| 23 | 10302 | 11415 | 11676 | 11642 |
| 24 | 9923 | 10819 | 11205 | 11201 |
（2）需方响应参与风电消纳技术经济分析：
现假设有一供热面积为20万平米的小区，原先采用燃煤供热，在原有的供热系统上在加装一套采用电加热的锅炉系统。根据甘肃电网冬季负荷曲线，每天23时到次日8时是用电负荷低谷。因此，取煤炭8时到23时采取燃煤供热，其余时间采用电供热。电供热的时间为10小时。传统供热系统的热量传输如图5所示。煤炭中的热量首先经过锅炉燃烧，用燃烧的热量加热供暖水，供暖水经过管道输送到居民室内进行供热，满足国家要求的最低供热温度。在热量传输的过程，主要的损失主要集中在锅炉燃烧过程中的热损耗和管道传输过程的热损耗。
居民住宅的热量需求Qn如下式所示：
Qn＝qn×S×10-6(Gj/h)VI）；
其中：
qn——建筑单位热需求，居民住宅为（209-230KJ/m2h），计算时取220KJ/m2h。
S——建筑面积。
GJ/h——109焦耳/小时。
根据相关供热标准，热量在管道传输的过程中的损耗不能高于2%，计算时取管道损耗为2%。目前锅炉的热转换效率大约为95%。
整个用电负荷低谷时段的煤炭热量消耗为：
标煤的发热量为7000卡/克，1卡=4.186焦耳，单位标煤的发热量为A=29302焦耳/克
所以整个用电负荷低谷时段的标煤需求量为：
折算成发热量为5000大卡的煤炭的需求量为：
电锅炉是一种机电一体化的高新技术产品，是将电能直接转化成热能，可以直接供热水或蒸汽的一种供热设备；它体积小，质量轻，无污染，无燥声，运行安全可靠，负荷自动调节，供热稳定，全自动化程序控制，安装检修方便，实现无人值守，是理想节能环保型的供暖设备。
若将负荷低谷时段的供热方式采用电加热，由1度电的热量为3.6×106焦耳，电在进行热转换中的效率约为100%。可得供热所需电量为：
用电功率为：
排放值比较：
目前，工业锅炉每燃烧一顿煤就产生2620千克二氧化碳，二氧化硫8.5千克，氮氧化物7.4千克。风电的产生过程中几乎不产生排放，所以风电排放值忽略不计。不同采暖方式下的日能源消耗值和不同采暖方式下的日排放值分别如表2和3所示.
表2不同采暖方式下的日能源消耗值
| 供暖方式 | 能源消耗值 |
| 燃煤锅炉 | 22.58吨 |
| 电锅炉 | 131277.78度 |
表3不同采暖方式下的日排放值
| 燃煤锅炉 | 电锅炉 | |
| 二氧化碳 | 59.16吨 | 0 |
| 二氧化硫 | 191.93千克 | 0 |
| 氮氧化物 | 167.09千克 | 0 |
若整个采暖季为5个月150天计算，不同采暖方式下的年能源消耗值和不同采暖方式下的年排放值分别如表4和5所示。
表4不同采暖方式下的年能源消耗值
| 供暖方式 | 能源消耗值 |
| 燃煤锅炉 | 3387吨 |
| 电锅炉 | 19691667度 |
表5不同采暖方式下的年排放值
| 燃煤锅炉 | 电锅炉 | |
| 二氧化碳 | 8874吨 | 0 |
| 二氧化硫 | 28.79吨 | 0 |
| 氮氧化物 | 25.06吨 | 0 |
从排放的角度来看，采用普通燃煤锅炉供热的排放污染严重，而采用电采暖供热的排放几乎为零，具有较强的可持续发展竞争力。
经济性比较：
近几年，煤炭价格有了大幅的增加，当前5000大卡煤炭大致为600元/吨。风电的上网电价由国家统一规定为0.69元/度，供电公司的夜间谷电取0.2元/度。不同能源的单位价格如表6所示。
表6不同能源的单位价格
| 项目 | 价格 |
| 煤炭 | 600元/吨 |
| 夜间谷电 | 0.2元/度 |
| 享受风电供暖补贴后与煤炭的边际成本 | 0.1元/度 |
采取不同方式的能源花费：日供暖下不同能源的总花费如表7所示。
表7日供暖下不同能源的总花费
| 项目 | 价格（元） |
| 煤炭 | 13548 |
| 夜间谷电 | 26255 |
| 享受风电供暖补贴后与煤炭的边际成本 | 13548 |
针对实施例中的供暖小区，根据甘肃电网冬季负荷曲线，取煤炭8时到23时采取燃煤供热，其余时间（约10小时）采用电供热。若以现行谷电供电电价计算，电供暖需26255元/日，燃煤供暖仅需13548元/日，电供暖没有可比性。但对于风电富裕地区，由于负荷、电网等多方约束，风电外送困难弃风严重，若通过高载能用户，采用需方响应方式消纳风电，可大大增加风电消纳容量，减少风电无畏弃风，政府仅需调整夜间风电消纳电价，给予适当补贴即可，如本实施例中享受风电供暖补贴后与煤炭的边际成本为0.1元/度，当给予供暖企业0.1元/度消纳风电补贴，电锅炉和燃煤锅炉成本将相等，尤其是煤炭价格上涨时风电供暖优势将更强。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (2)
1.一种基于需方响应消纳大规模并网风电的方法，其特征在于，所述方法用的系统包括常规发电机组、风电机组和负荷，所述常规发电机组、风电机组和负荷相互协调实现风电就地消纳，所述负荷包括常规负荷及可中断可调节高载能负荷；
所述方法包括下述步骤：
(1)确定风力发电厂出力特性；
(2)确定可中断可调节高载能负荷特性及可中断可调节高载能负荷的调节容量；
(3)确定新增风电消纳容量及经济性分析；
所述步骤(1)中，风电场出力特性包括：
1)日出力特性：包括每天24小时的各时段机组出力大小；
2)月出力特性：包括当月中每天的机组平均出力大小；
3)年出力特性：包括当年中每个月机组平均出力大小；所述年出力特性按照规模大小对风电出力特性做出划分，包括：①单台风电机组的出力特性；②风电场的整体出力特性；
所述步骤(2)中，高载能负荷特性通过分析用电负荷曲线得到，包括：
<1>用电负荷具有周期性的特点，以日为单位的周期和以周为单位的周期性显著；
<2>用电负荷变化是连续的；
<3>电力用电负荷对季节和气象敏感；
<4>用电负荷在节假日期间表现的特殊性；
确定可中断可调节高载能负荷的调节容量包括下述步骤：
1>根据负荷预测及备用容量确定电网开机方式；
2>确定全网发电开机最低出力PGN.min，比较全网常规电源实际出力PG.real与全网发电开机最低出力PGN.min；
3>当全网常规电源实际出力小于全网发电开机最低出力即PG.real＜PGN.min时，说明常规发电机组的正常最小出力不能平衡负荷及风电功率的波动，加上风电的反调峰特性，采取深度调峰措施来加强电网的调峰能力，得到深度调峰措施下的可中断可调节高载能负荷的调节容量Pbalance＝PG.real-PGN.min+PT；其中PT为风电的反调峰特性；
4>当全网常规电源实际出力大于全网发电开机最低出力即PG.real＞PGN.min时，说明电网留有平衡风电波动的裕度，即用常规的调峰措施保证风电正常出力，且电网不受风功率波动影响，常规调峰措施下可中断可调节高载能负荷的调节容量为Pbalance1＝PG.real-PGN.min；
所述步骤2>中，全网常规电源实际出力用下式表示：
PG.real＝(PLoad+PTrans)/[(1-Kloss)(1-KGen)]I)；
全网发电开机最低出力用下式表示：
PGN.min＝PGN×(1-KG.adjust)II)；
其中：
全网发电开机容量PGN为：
PGN＝PG.real.max+PReserveIII)；
全网最大发电负荷PG.real.max为：
PG.real.max＝(Pload.max+PTrans)/[(1-Kloss)(1-KGen)]IV)；
全网总备用容量PReserve为：
PReserve＝PSpin+PContingency＝PG.real.max×KLoad+PGmax×36％V)；
式中，KGen为厂用电率；Kloss为网损率；KLoad为负荷备用率；PLoad为全网用电负荷；PTrans为联络线功率，电力外送为正值，受电为负值；PGN为全网发电开机容量，PSpin为全网负荷备用容量，PContingency为全网事故备用容量，PReserve为全网总备用容量，KG.adjust为全网综合可调出力系数；
所述步骤(3)中，根据步骤(2)中的可中断可调节高载能负荷的调节容量确定高载能用户调峰容量；根据统计所得的一天功率曲线确定调峰电量；由式Qn＝qn×S×10-6确定出调峰能量，单位GJ/h，即新增风电消纳容量；最后根据提供调峰能量的载体计算其节约的能源消耗并折算为经济价值；或根据节约的能源消耗计算出其节能减排量；其中：Qn为用户热量需求，qn为建筑单位热需求，S为建筑面积，GJ/h表示109焦耳/小时。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述单台风电机组的出力特性根据其装机容量大小决定；风电场的整体出力特性由风电场内风电机组出力变化率决定。
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