呂 泉，陳天佑，王海霞，李 玲，呂 陽，李衛(wèi)東

（1.大連理工大學(xué) 電氣工程學(xué)院，遼寧 大連 116024；2.華能大連電廠，遼寧 大連 116100）

0 引言

當(dāng)前，如何消納“三北”地區(qū)冬季供暖期巨額棄風(fēng)電量已經(jīng)成為全社會關(guān)注的問題[1]。鑒于棄風(fēng)的主要原因在于系統(tǒng)調(diào)峰能力不足，為此，諸多省網(wǎng)建立了熱電機(jī)組在線監(jiān)測與調(diào)度支持系統(tǒng)[2-4]，并將之納入到調(diào)度決策當(dāng)中[5]，以期通過精細(xì)化管理充分挖掘熱電機(jī)組的調(diào)峰潛力。然而，上述方式并沒有改變熱電機(jī)組“以熱定電”的運(yùn)行方式，其最大、最小出力依然受制于熱負(fù)荷約束，所挖掘的調(diào)峰潛力有限。

要進(jìn)一步提高熱電機(jī)組的調(diào)峰能力，就需要解耦熱電機(jī)組“以熱定電”運(yùn)行約束。為此，文獻(xiàn)[6]對旁路補(bǔ)償供熱、電加熱補(bǔ)償供熱以及儲熱補(bǔ)償供熱3種解耦方式進(jìn)行了對比分析，結(jié)果表明，由于熱電廠配置儲熱的方式可實現(xiàn)棄風(fēng)電力對非棄風(fēng)時段凝汽式發(fā)電的替代，因此具有最好的節(jié)煤效果。

事實上，在國外風(fēng)電并網(wǎng)比例較大的國家中，例如丹麥、德國等，在實時電價的引導(dǎo)下，很多熱電機(jī)組已經(jīng)或正在考慮配置儲熱裝置來解耦“以熱定電”約束，以通過提高其運(yùn)行靈活性和調(diào)峰能力而在電力市場環(huán)境中獲利[7-18]。特別是在丹麥，熱電廠通過儲熱等方式參與系統(tǒng)調(diào)峰，實現(xiàn)靈活運(yùn)行，已經(jīng)成為實現(xiàn)其未來100%可再生能源系統(tǒng)的重要手 段[19-20]。

與國外不同，我國目前沒有實時電價引導(dǎo)熱電企業(yè)主動配置儲熱裝置，因此尚無應(yīng)用案例。但由于棄風(fēng)問題越來越嚴(yán)重，我國已經(jīng)逐漸開始出臺一些政策激勵火電企業(yè)參與風(fēng)電調(diào)峰，如當(dāng)前蒙東電網(wǎng)實行的“風(fēng)火替代交易”機(jī)制[21]。隨著激勵機(jī)制的不斷完善，熱電廠通過配置儲熱參與風(fēng)電調(diào)峰，實現(xiàn)二者友好發(fā)展，必將是解決當(dāng)前我國大量棄風(fēng)問題的一個趨勢。

在我國當(dāng)前集中調(diào)度環(huán)境下，由于沒有實時電價的引導(dǎo)，要充分發(fā)揮熱電廠配置儲熱裝置消納風(fēng)電的效益，就需要將配置儲熱后的熱電機(jī)組模型納入到當(dāng)前電力調(diào)度當(dāng)中，形成電熱綜合調(diào)度體系，以從系統(tǒng)層面實現(xiàn)最優(yōu)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

為此，本文首先分析了配置儲熱后熱電機(jī)組的運(yùn)行特性和調(diào)峰能力變化情況，在此基礎(chǔ)上討論了熱電機(jī)組通過儲熱消納棄風(fēng)電力的基本運(yùn)行機(jī)理，進(jìn)一步，建立了含儲熱裝置、熱電機(jī)組、純凝式機(jī)組和風(fēng)電場的電熱綜合調(diào)度模型，并使用CPLEX軟件的OPL語言進(jìn)行了求解。

1 熱電機(jī)組利用儲熱消納棄風(fēng)電力機(jī)理

1.1 熱電廠配置儲熱方案

儲熱裝置通常建設(shè)在供熱系統(tǒng)的熱源側(cè)，連接在熱電廠與供熱網(wǎng)絡(luò)之間。儲熱裝置通常是熱量短期存儲的大型蓄熱罐，利用水作為存儲介質(zhì)，依據(jù)不同溫度的水其密度有差異的冷熱水分層原理進(jìn)行蓄熱。我國熱電廠可采用承壓式蓄熱罐蓄存溫度高于100℃的熱水，配置方案如圖1所示[7]。

儲熱裝置的運(yùn)行成本主要為其熱損失，且其值很小，日損失不足1%[22]，故本文建模時不作考慮。

圖1 供熱系統(tǒng)中常壓式儲熱裝置連接圖Fig.1 Heat accumulator integrated in a heat supply system

1.2 配置儲熱前后熱電廠的運(yùn)行特性變化

a.配置儲熱前熱電機(jī)組的運(yùn)行特性。

熱電機(jī)組的發(fā)電功率Pel和對外供熱功率Ph間的關(guān)聯(lián)耦合關(guān)系，即“電熱特性”，可很好地體現(xiàn)熱電機(jī)組的運(yùn)行外特性。目前，我國的供熱機(jī)組大多為大容量抽汽式熱電機(jī)組，為此，本文以該類機(jī)組為例進(jìn)行分析。圖2給出了抽汽式機(jī)組的電熱特性[23]，圖中，cm=ΔPel/ΔPh為背壓運(yùn)行時的電功率和熱功率的彈性系數(shù)（即背壓曲線的斜率，可近似認(rèn)為是常數(shù)），其中ΔPel為BC段電功率變化量，ΔPh為BC段熱功率變化量；cv為進(jìn)汽量不變時多抽取單位供熱熱量下發(fā)電功率的減小量，其中cv1為最大電出力對應(yīng)值，cv2為最小電出力對應(yīng)值；Ph，med為機(jī)組發(fā)電功率最小時的汽輪機(jī)供熱功率；PhT，max為機(jī)組的最大供熱出力；Pel，min、Pel，max分別為機(jī)組在純凝工況下最小、最大有功出力。

圖2 抽汽式機(jī)組電熱特性圖Fig.2 Electricity-heat characteristic of extraction unit

b.配置儲熱后熱電機(jī)組的運(yùn)行特性。

抽汽式機(jī)組在配置儲熱裝置后，電熱特性將發(fā)生變化。對于某個發(fā)電功率（如PB），設(shè)其汽輪機(jī)最大抽汽供熱功率為PhT，max，通過儲熱裝置放熱，其整體最大供熱功率 Ph會在 PhT，max的基礎(chǔ)上提高 Ph，fmax，即達(dá)到 PhT，max+Ph，fmax。 因此，這相當(dāng)于圖 2 中的 AB段和BC段整體向右偏移了Ph，fmax，如圖3所示。此外，由于當(dāng)汽輪機(jī)發(fā)電功率在Pel，min～PC之間時，存在最小供熱功率（圖2中CD段），因此在配置儲熱后，其最小供熱功率向左平移 Ph，cmax，圖中 Ph，K=Ph，med-Ph，cmax。故而，配置儲熱后抽汽式機(jī)組的整體運(yùn)行區(qū)間為圖3中AGIJKLA所圍區(qū)間。

圖3 配置儲熱后抽汽式機(jī)組電熱特性圖Fig.3 Electricity-heat characteristic of extraction unit with heat accumulator

可以看出，對于某個供熱水平Ph，配置儲熱前，機(jī)組發(fā)電功率只可在PF～PE之間調(diào)節(jié)。配置儲熱后，由儲熱裝置的補(bǔ)償作用，可允許汽輪機(jī)的發(fā)電功率在PM～PH之間調(diào)節(jié)，而由此導(dǎo)致的供熱不足或供熱剩余部分，則由儲熱裝置進(jìn)行補(bǔ)償供熱或蓄熱以維持熱負(fù)荷的穩(wěn)定供應(yīng)，從而提高機(jī)組的調(diào)峰能力。

1.3 利用儲熱消納棄風(fēng)電力的基本運(yùn)行機(jī)理

當(dāng)前，我國供熱機(jī)組主要為大型燃煤抽汽供熱機(jī)組，這類機(jī)組啟停費(fèi)用很高，為風(fēng)電進(jìn)行啟停調(diào)峰并不經(jīng)濟(jì)，因此配置儲熱裝置后，也可采用低負(fù)荷運(yùn)行方式進(jìn)行調(diào)峰。其消納棄風(fēng)電力的基本運(yùn)行機(jī)理是：在白天電負(fù)荷腰荷（及峰荷）期間，增大汽輪機(jī)進(jìn)汽功率和抽汽功率進(jìn)行儲熱；而在電負(fù)荷低谷時段（特別是風(fēng)電過剩時段），則同時減少發(fā)電功率和供熱功率進(jìn)行電負(fù)荷的下調(diào)峰，供熱不足部分由儲熱進(jìn)行補(bǔ)充。

2 電熱綜合調(diào)度模型

上述僅是利用儲熱消納風(fēng)電的基本運(yùn)行機(jī)理。在我國集中調(diào)度的背景下，由于沒有實時電價的引導(dǎo)，各熱電廠無法獲取系統(tǒng)中風(fēng)電的過剩情況信息，因此，要充分發(fā)揮儲熱功能消納風(fēng)電，就必須建立一個含儲熱裝置、熱電機(jī)組、純凝式機(jī)組和風(fēng)電場的電熱綜合調(diào)度模型。

配置儲熱后，電力系統(tǒng)運(yùn)行示意圖如圖4所示。

圖4 含儲熱裝置的電力系統(tǒng)運(yùn)行示意圖Fig.4 Schematic diagram of power system operation with heat accumulator

2.1 目標(biāo)函數(shù)

在含有風(fēng)電的經(jīng)濟(jì)調(diào)度中，棄風(fēng)量最小、運(yùn)行成本最低以及系統(tǒng)煤耗量最小是最常見的調(diào)度模式。我國當(dāng)前施行節(jié)能發(fā)電調(diào)度模型，因此本文選擇以系統(tǒng)煤耗量最小為目標(biāo)函數(shù)。其中，風(fēng)電機(jī)組的發(fā)電成本相對于火電機(jī)組很小，忽略不計；儲熱裝置的短期熱損失也忽略不計。

對于純凝式火電機(jī)組，其煤耗量Cc可以表示為發(fā)電功率的二次形式：

其中，ai、bi、ci為機(jī)組 i的煤耗系數(shù)；Ptel，i為機(jī)組 i在 t時刻的發(fā)電功率。

背壓式熱電機(jī)組利用汽輪機(jī)排出的乏力蒸汽作為熱源進(jìn)行供熱，因此其煤耗量Cb與式（1）相同。

根據(jù)抽汽式機(jī)組的運(yùn)行原理，若t時刻其純凝工況下的發(fā)電功率為Pti，則隨著抽汽量的增加，供熱 功率 Pth，i與發(fā) 電功 率 Ptel，i滿足如下關(guān)系：

將式（2）代入式（1），即可得到抽汽式機(jī)組的煤耗量 Ce與機(jī)組的熱功率 Pth，i及電功率 Ptel，i之間 的關(guān)系[24]：

其中，Ai、Bi、Ci、Di、Ei、Fi為熱電機(jī)組 i的煤耗系數(shù)，可由 ai、bi、ci和 cv計算得到。

綜合以上幾種機(jī)組的成本函數(shù)形式，可建立如下目標(biāo)函數(shù)：

其中，T為總時段數(shù)；Gc為純凝式火電機(jī)組集合；Gb為背壓式機(jī)組集合；Ge為抽汽式機(jī)組集合。

2.2 約束條件

a.系統(tǒng)約束。

電力平衡約束：

其中，N為該地區(qū)火電機(jī)組的集合，N=Gc+Gb+Ge；Ptw為系統(tǒng)中t時刻并網(wǎng)的風(fēng)電功率；Ptex＞0表示該區(qū)域在t時刻向外輸送電量，Ptex＜0表示該區(qū)域在t時刻向該地區(qū)輸入電量；PtD，el為系統(tǒng)t時刻電負(fù)荷。

供熱約束：

其中，k=1，2，…，M，M 為供熱分區(qū)的總數(shù)；PDt，h，k為t時刻第k個分區(qū)熱電廠需要承擔(dān)的總熱負(fù)荷；Sht，k為第k個分區(qū)儲熱裝置t時刻的儲熱量；Gke、Gbk分別為第k個分區(qū)的抽汽式、背壓式機(jī)組的集合。

與其他電網(wǎng)功率交換約束：

其中，Pex，max、Pex，min分別為該區(qū)域與其他電網(wǎng)功率交換的上、下限值。

風(fēng)電出力約束：

其中，Ptw，fore為t時刻風(fēng)電場的風(fēng)電預(yù)測功率。

b.機(jī)組約束。

由于純凝式機(jī)組和背壓機(jī)組均可看作抽汽式機(jī)組的特殊工況，故而本文以抽汽式機(jī)組為例建立機(jī)組約束，利用圖2的電熱特性，建立機(jī)組約束式（9）、（10）如下。

機(jī)組有功出力上、下限約束：

其中，Pel，min，i、Pel，max，i分別為機(jī)組i在凝汽工況下最小、最大有功出力；cm，i為機(jī)組 i的 cm值；cv，i為機(jī)組i的 cv值；Ki為常數(shù)。

機(jī)組熱出力上、下限約束：

其中，Ph，max，i為機(jī)組 i熱出力的最大限值，該值主要取決于熱交換器容量的大小。

機(jī)組爬坡速率約束：

其中，Pup，i、Pdown，i分別為機(jī)組 i向上、向下爬坡速率約束。一般火電機(jī)組的出力變化需通過改變鍋爐狀態(tài)來實現(xiàn)，故將機(jī)組的電、熱出力所對應(yīng)的爬坡速率約束折算為抽汽前純凝工況下的電功率約束。

當(dāng)cv=0、cm=0時，為純凝式機(jī)組，約束不變。

當(dāng)cv=0、cm≠0時，為背壓式熱電機(jī)組，其約束需將抽汽式機(jī)組約束式（9）、（10）調(diào)整為式（12），其他約束不變，即為背壓式機(jī)組約束。

c.儲熱裝置運(yùn)行約束。

儲熱裝置的蓄、放熱能力約束：

其中，Ph，k，cmax、Ph，k，fmax分別為儲熱裝置最大蓄、放熱功率。

儲熱裝置的容量約束：

其中，Sh，k，max為儲熱裝置的儲熱容量。

此外，本模型中為保證周期內(nèi)發(fā)熱量不變，假設(shè)一個周期內(nèi)結(jié)束時刻儲熱裝置的儲熱量STh，k等于其初始時刻的儲熱量 S0h，k，即：

3 算例分析

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

為驗證本文模型的有效性以及儲熱對消納風(fēng)電的效益，本文根據(jù)當(dāng)前我國“三北”電網(wǎng)實際電源結(jié)構(gòu)比例，簡化取某地區(qū)電網(wǎng)電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)如表1所示，機(jī)組參數(shù)如表2所示。

表1 電網(wǎng)裝機(jī)容量Tab.1 Installed capacities of power grid

表2 機(jī)組參數(shù)Tab.2 Parameters of unit

其中，熱電機(jī)組共6臺，均為大型抽汽式機(jī)組，設(shè)1—3號機(jī)組隸屬熱電廠A，對區(qū)域Ⅰ進(jìn)行供熱，4—6號機(jī)組隸屬于熱電廠B，對區(qū)域Ⅱ進(jìn)行供熱，每個熱電廠均建有一個儲熱容量為1000 MW·h的蓄熱罐，最大蓄、放熱功率為100 MW；7號、8號機(jī)組為大型純凝式機(jī)組。設(shè)系統(tǒng)中只有1個風(fēng)電場。

算例中，取某日09:00至次日08:00的電負(fù)荷和風(fēng)電場發(fā)電功率預(yù)測值如表3所示。其中，假設(shè)該日內(nèi)熱負(fù)荷基本不發(fā)生變化[25]（均為 900 MW），系統(tǒng)與其他電網(wǎng)也無電功率交換。

表3 電熱負(fù)荷及風(fēng)電功率預(yù)測值Tab.3 Power&heat loads and predictions of wind power

本算例中，算例選取參考（無儲熱裝置）和儲熱2種方式進(jìn)行仿真對比。其中，取調(diào)度周期為1 d，單位調(diào)度時長為1 h。采用目前流行的CPLEX軟件中OPL語言進(jìn)行編程求解。

3.2 調(diào)度結(jié)果分析

3.2.1 調(diào)度結(jié)果

2種方式下的調(diào)度結(jié)果如圖5、6所示，風(fēng)電消納結(jié)果如圖7所示?？梢钥闯?，與參考方式相比，熱電廠配置儲熱裝置后，各類型機(jī)組發(fā)電功率發(fā)生變化：在負(fù)荷低谷的21:00—24:00、01:00—08:00時段，熱電機(jī)組降低了其發(fā)電功率，而與此同時，風(fēng)電上網(wǎng)功率得到增加。這是因為，在這些時段熱電機(jī)組通過儲熱裝置補(bǔ)償供熱的方式，使得熱電機(jī)組可以降低其供熱功率，從而降低了其發(fā)電功率接納風(fēng)電。

圖5 參考模式下各類型機(jī)組發(fā)電功率Fig.5 Output power of different unit types under reference mode

圖6 儲熱模式下各類型機(jī)組發(fā)電功率Fig.6 Output power of different unit types under heat accumulator mode

圖7 參考方式和儲熱方式下風(fēng)電消納曲線Fig.7 Curve of wind power accommodation for reference mode and heat accumulator mode

3.2.2 風(fēng)電消納機(jī)理分析

圖8、9給出了儲熱方式下熱電廠B的電、熱出力曲線和儲熱裝置儲熱量變化曲線?？梢钥闯觯瑓⒖挤绞较?，由于熱電廠B中的機(jī)組供熱出力需要始終等于其熱負(fù)荷，因而其機(jī)組的最小電出力因“以熱定電”的運(yùn)行約束也始終保持在675 MW以上，從而給負(fù)荷低谷時段的風(fēng)電消納造成困難，導(dǎo)致大量棄風(fēng)。

同時可以看出，在熱電廠配置儲熱后，其電功率在負(fù)荷低谷時段（21:00—24:00、01:00—08:00）有了顯著的下降，從而為風(fēng)電上網(wǎng)提供了消納空間。而與此同時，由圖8可以看出，此時機(jī)組供熱功率無法滿足熱負(fù)荷需求，但供熱不足部分，通過儲熱裝置進(jìn)行了補(bǔ)償；同時可以看出，儲熱裝置在非低谷時段（09:00—20:00）進(jìn)行了蓄熱，從而導(dǎo)致其白天的電功率波動性較小。

圖8 儲熱方式和參考方式下熱電廠B電功率比較Fig.8 Comparison of output power of plant B between heat accumulator mode and reference mode

圖9 儲熱方式下熱電廠B熱功率與儲熱量曲線Fig.9 Output heat and heat storage of plant B under heat accumulator mode

3.2.3 風(fēng)電替代發(fā)電效用分析

2種方式下，日內(nèi)各類型發(fā)電量如表4所示。

表4 參考和儲熱方式下各類型發(fā)電量對比Tab.4 Comparison of output power between reference mode and heat accumulator mode for different unit types

可以看出，配置儲熱后，風(fēng)電消納電量增加了987 MW·h，實現(xiàn)節(jié)煤量287.617 t。然而，系統(tǒng)中熱化發(fā)電量并沒有減少，減少的全部為凝汽發(fā)電量，這說明棄風(fēng)電量所替代的發(fā)電量全部為凝汽發(fā)電量。這是因為盡管系統(tǒng)中配置了儲熱裝置，但一天內(nèi)的總熱負(fù)荷量依然全部是由熱電機(jī)組以熱電聯(lián)產(chǎn)方式生產(chǎn)，儲熱裝置只是改變了熱的生產(chǎn)時間，并沒有改變熱的生產(chǎn)量，因此熱化發(fā)電量并沒有改變。

3.3 儲熱裝置參數(shù)對風(fēng)電消納的影響

從圖7可以看出，在負(fù)荷低谷時段并未完全消納風(fēng)電，仍存在243 MW·h棄風(fēng)電量。這說明，配置儲熱后，熱電廠所能提高的調(diào)峰能力依然沒有滿足消納棄風(fēng)的調(diào)峰需要。這是因為，如圖3所示，配置儲熱后，熱電機(jī)組所能提高的調(diào)峰能力取決于蓄熱罐的最大放熱功率、蓄熱容量等參數(shù)。受此限制，在本算例中，熱電廠A、B均只能增加75 MW的調(diào)峰能力，二者之和低于參考方式下的最大棄風(fēng)電力204 MW，故無法全部消納風(fēng)電。

當(dāng)熱電廠配置蓄熱罐的最大蓄放熱功率調(diào)整為200 MW、儲熱容量調(diào)整為2000 MW·h時，再次進(jìn)行調(diào)度仿真，結(jié)果表明，風(fēng)電可實現(xiàn)完全消納，且節(jié)煤量更大。但此時儲熱裝置的投資成本也將隨之增大，可能出現(xiàn)所增加的消納風(fēng)電的收入小于所增加的成本。因此，在確定配置儲熱裝置的最優(yōu)參數(shù)時，還需要做具體的經(jīng)濟(jì)性分析。

3.4 3種運(yùn)行方式經(jīng)濟(jì)調(diào)度結(jié)果比較

為檢驗儲熱方式的優(yōu)越性，本文將其與電鍋爐方式進(jìn)行了對比。電鍋爐方式消納棄風(fēng)電力的基本原理是：在熱電廠中配置一定容量的電鍋爐，這樣，當(dāng)系統(tǒng)中存在棄風(fēng)時，供熱汽輪機(jī)降低發(fā)電功率接納一部分風(fēng)電上網(wǎng)，而相應(yīng)所減少的供熱部分，則由電鍋爐消耗另一部分風(fēng)電進(jìn)行滿足[6]。該方式下的系統(tǒng)電熱綜合調(diào)度模型如下。

在電力系統(tǒng)中配置電鍋爐是消納“過?！憋L(fēng)電的另一種可行方式，可以通過電鍋爐來滿足供暖需求，達(dá)到增加熱電機(jī)組調(diào)峰能力的目的。在建立電鍋爐方式的調(diào)度模型時，目標(biāo)函數(shù)假設(shè)不考慮電鍋爐的啟動、維修等成本（因其很小[22]），僅考慮系統(tǒng)中火電機(jī)組的煤耗量，因此與儲熱方式相同。約束中需要除去式（13）—（15）約束，并將部分約束進(jìn)行如下變換。

電力平衡約束式（5）變?yōu)椋?/p>

供熱平衡約束式（6）變?yōu)椋?/p>

其中，Ptboiler為電鍋爐t時刻耗電量；η為電鍋爐電熱轉(zhuǎn)換效率。

參數(shù)選取時，電鍋爐的配置容量取200 MW，其電熱轉(zhuǎn)換效率取1。

分別對參考、儲熱（儲熱最大蓄放熱功率200MW、儲熱容量2000 MW·h）、電鍋爐3種方式仿真，煤耗量、風(fēng)電消納量及火電機(jī)組各類型發(fā)電量結(jié)果見表5。

表5 不同運(yùn)行方式下調(diào)度結(jié)果Tab.5 Results of dispatch under different operating modes

由表5可以看出，電鍋爐方式與儲熱方式均實現(xiàn)了對風(fēng)電的完全消納。然而，與參考方式相比，所消納的棄風(fēng)電量在儲熱方式中替代的是凝汽發(fā)電量，在電鍋爐方式中則替代的是熱化發(fā)電量，因此，儲熱方式比電鍋爐方式多節(jié)煤174.88 t。由此可知，儲熱方式比現(xiàn)在國家積極推行的風(fēng)電供熱方式[26]節(jié)煤效果要更好。

4 結(jié)論

本文根據(jù)我國當(dāng)前電力系統(tǒng)集中調(diào)度體制，建立了含熱電機(jī)組、儲熱、風(fēng)電場、純凝式機(jī)組的電力系統(tǒng)電熱綜合調(diào)度模型。該模型既可作為調(diào)度機(jī)構(gòu)合理安排配置儲熱后系統(tǒng)運(yùn)行計劃的決策工具，亦可作為研究者分析儲熱在我國電力系統(tǒng)未來實際應(yīng)用的研究工具。

算例驗證了模型的有效性。同時結(jié)果表明，熱電廠配置儲熱可顯著提高熱電廠的調(diào)峰能力以消納棄風(fēng)電力；且鑒于該方式下所消納的棄風(fēng)電力替代的是系統(tǒng)中的凝汽發(fā)電部分，而電鍋爐方式所消納的棄風(fēng)電力替代的是系統(tǒng)中的熱化發(fā)電部分，因此消納單位風(fēng)電量時所節(jié)約的煤耗要高于電鍋爐方式。這說明在熱電廠中配置儲熱方式比現(xiàn)在國家積極推行的風(fēng)電供熱方式消納風(fēng)電具有更好的節(jié)煤效果；且由于其依然采用現(xiàn)有集中調(diào)度方式，無需增加其他智能通信和控制設(shè)備，更適合于在我國當(dāng)前電力系統(tǒng)中推廣。