第1章 高耗能工业负荷的基本分类与地理分布
1.1 中国可再生能源消纳现状
为积极实现“五位一体”总体布局，秉持“清洁低碳，绿色发展”的电力发展理念，2030年前碳达峰行动方案明确提出到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿 kW以上的目标[1]。风电、光伏等可再生能源的出力受自然天气不确定影响，具有随机性与间接性，对电网的调节灵活性提出了更高的要求[2-4]。
2019年，全国风电新增并网装机2574万 kW，其中陆上风电新增装机2376万 kW、海上风电新增装机198万 kW，风电累计装机2.1亿 kW，其中陆上风电累计装机2.04亿 kW、海上风电累计装机600万 kW，风电装机占全部发电装机的10.4%。2019年全国风电发电量为4057亿 kW .h，首次突破4000亿 kW.h，占全部发电量的5.5%。2019年，全国风电平均利用小时数为2082h，风电平均利用小时数较高的地区是云南(2808h)、福建(2639h)、四川(2553h)、广西(2385h)和黑龙江(2323h)。2019年弃风电量为169亿 kW.h，平均弃风率为4%。2019年，弃风率超过5%的地区是新疆(弃风率为14.0%、弃风电量为66.1亿 kW.h)，甘肃(弃风率为7.6%、弃风电量为18.8亿 kW.h)，内蒙古(弃风率为7.1%、弃风电量为51.2亿 kW .h)。三省(自治区)弃风电量合计136.1亿 kW .h，占全国弃风电量的81%[5]。
2019年，全国新增光伏发电装机3011万 kW，其中集中式光伏新增装机1791万 kW、分布式光伏新增装机1220万 kW，光伏发电累计装机达到2.0430亿 kW，其中集中式光伏1.42亿 kW，分布式光伏6263万 kW，光伏装机占全部发电装机的10.2%。2019年全国光伏发电量达2243亿 kW.h，光伏利用小时数为1169h。2019年弃光电量为46亿 kW.h，平均弃光率为2.0%。从重点区域看，光伏消纳问题主要出现在西北地区，其弃光电量占全国的87%，弃光率达到5.9%。华北地区、东北地区、华南地区弃光率分别为0.8%、0.4%、0.2%，华东地区、华中地区无弃光。从重点省份看，西藏、新疆、甘肃弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率提高至7.2%[6]。
导致弃风弃光的主要原因如下：
(1)我国可再生能源资源主要分布在远离负荷中心的“三北”地区，当地负荷少，快速响应可再生能源电力波动性的电源不足，致使消纳大规模可再生能源的能力不足。同时“三北”地区电网框架薄弱，跨省跨区的电力传输能力比较弱，难以满足可再生能源大规模发展后的电力传输需求。
(2)可再生能源具有随机性和波动性，需要电网预留较大的调峰容量以应对，东北地区、华北地区调峰电源少，特别是进入冬季后，大量热电联产机组承担供热任务，调峰能力大大下降，只能被迫弃风弃光。
(3)风电场与火电机组存在竞争。火电机组因为经济指标需要达到*低利用小时数，在一定负荷的条件下，优先使火电机组达到*低利用小时数，导致多余的可再生能源不能并网，被迫弃风弃光。
《电力发展“十三五”规划(2016—2020年)》指出，必须从电源侧、电网侧、负荷侧多措并举，充分地挖掘现有系统调峰能力，增强系统灵活性、适应性，破解可再生能源消纳难题。
1.1.1 电源侧提高电力系统灵活性
电源侧提高电力系统灵活性的角度开展了大量理论研究和工程实践，主要包括对火电机组进行灵活性改造。火电机组参与调峰调频的能力，特别是机组的*低稳燃负荷及出力的变化速率，通常称为火电机组的灵活性。然而，我国的火电机组普遍存在总量富余而灵活性不足的问题，严重限制了可再生能源并网比例的提升。根据国家“十三五”规划纲要，为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电机组运行灵活性，全面提高系统调峰和可再生能源消纳能力，“十三五”期间计划实现热电联产机组改造1.33亿 kW，纯凝机组改造8650万 kW，增加调峰能力4600万 kW。2016年6月，国家能源局委托电力规划设计总院牵头研究制定我国火电机组灵活性升级改造技术路线，并选取了可再生能源消纳问题较为突出地区的22个典型项目作为改造试点。截至2018年，北方联合电力有限责任公司临河热电厂1号机组、淮浙煤电有限责任公司凤台发电分公司600MW机组、国家电投辽宁东方发电有限公司亚临界350MW机组、天津华能杨柳青热电有限责任公司亚临界300MW机组等先后实施了灵活性改造，具备了深度调峰能力。然而，处于深度调峰阶段的火电机组运行成本大幅上升，其运行成本不但包含燃料等显性成本，还包含风险、磨损寿命损失等一些隐性成本。此外，深度调峰服务也导致火电机组发电量减少，从目前的运行情况看，一方面，火电机组运营商调峰的意愿不足，特别是深度调峰意愿不足；另一方面，系统的能耗和燃油污染物排放水平也会随着火电机组深度调峰而大幅增加[7]。很多地方(东北三省，山西、福建、山东、新疆等)纷纷出台《电力辅助服务市场专项改革试点方案》《电力辅助服务市场运营规则》，旨在通过奖惩手段引导火电机组提升运行灵活性，解决电力运行中的调峰、供热、可再生能源消纳等突出问题[8]。
1.1.2 电网侧提高电力系统灵活性
电网侧提高电力系统灵活性主要体现在各种大容量储能装置的应用上。储能技术是大规模集中式和分布式可再生能源发电接入与利用的重要支撑技术[9]。按照所存储能量的形式，可将储能技术分为机械储能、电磁场储能和化学储能等。
机械储能包括抽水蓄能[10]、压缩空气储能[11]及飞轮储能[12]。抽水蓄能仍然是目前应用*普遍的储能技术，全球并网中的储能技术应用，水力蓄能占比达到99%。抽水蓄能电站的建设周期长且受地形限制，当电站距离用电区域较远时输电损耗较大。压缩空气储能*早在1978年实现应用，但由于受地形、地质条件制约，没有大规模推广。飞轮储能利用电动机带动飞轮高速旋转，将电能转化为机械能存储起来，需要时飞轮带动发电机发电。飞轮储能的特点是寿命长、无污染、维护量小，但能量密度较低、自放电率高。
电磁场储能包括超导电磁储能和超级电容器储能，超级电容器是20世纪80年代兴起的一种新型储能器件，由于使用特殊材料制作电极和电解质，这种电容器的存储容量是普通电容器的20～1000倍，同时又保持传统电容器释放能量速度快的优点，但存在能量密度低的不足，需要依赖于新材料的诞生，如石墨烯。超导电磁储能利用超导体制成线圈存储磁场能量，功率输送时无须能源形式的转换，具有响应速度快、转换效率高、比容量/比功率大等优点。和其他储能技术相比，超导电磁储能仍然很昂贵，除了超导体本身的费用，维持系统低温导致维修频率提高及产生的费用也很昂贵。
化学储能通过化学反应将化学能和电能进行相互转换以存储能量，包括传统的铅酸电池及新型的钠硫电池、镍氢电池和锂离子电池[13]。化学储能是发展*迅速的储能技术，电网级电化学储能系统在近年不断建设的示范项目中获得可行性验证，如江苏镇江10万 kW储能项目、大连液流电池储能调峰电站项目及澳大利亚特斯拉10万 kW储能项目等。据中关村储能产业技术联盟数据统计，2012～2017年我国电化学储能规模年均增速达55%，高于全球年均增速18个百分点。2018年，我国仅电网侧新增储能装机规模超过50万 kW，同比增幅达140%，超过历年累计装机规模总和；2020年，我国电化学储能装机规模超过200万 kW，较2017年规模增长近5倍。化学储能存在的主要不足就是能量密度低、寿命短，如果深度、快速大功率放电，可用容量会下降，且存在过充导致发热、燃烧等安全问题。此外，高昂的价格，也一直是困扰化学储能大规模应用的一个主要原因。
总体而言，尽管储能技术对于电力系统的发展至关重要，但由于地理条件因素、关键技术因素及高昂的成本因素等方面的限制，大多数储能方式处于试验示范和小规模部署阶段。
1.1.3 负荷侧提高电力系统灵活性
负荷侧提高电力系统灵活性主要包括各种负荷调节控制技术及需求侧响应技术。将负荷自身作为手段参与电网的调节控制，不但有利于电网的功率平衡，实现与常规储能装置相同的效果，还有利于降低电网建设等方面的投资，具有较强的技术经济优势。我国江苏省电力公司的精准负荷控制系统应用、美国加利福尼亚州“鸭型曲线”解决方案等均属于电网侧负荷跟踪与可再生能源爬坡控制典型应用[14-17]。
目前电网的负荷调节控制主要有两种实现方式，一是通过实行峰谷电价，由经济杠杆来引导工业、商业和居民用电主动参与削峰填谷，各个区域电网在划分峰谷时段和制定电价差时，结合了区域用电和社会经济发展的实际情况，有一定的差异。二是制定有序用电方案并建设负荷控制系统，通过政策支持或者与用户签订补偿协议等方式，在电网供电能力不足或其他紧急情况下拉停部分可中断负荷，缓解电网供电矛盾的问题[18]。为了进一步降低停电对用户的影响，近年来负荷控制系统的控制对象进一步精细化，如直接控制用户的非工业用空调等。在负荷需求响应方面，按照用户不同的响应方式可分为基于激励响应和基于价格响应[19]。其中基于激励响应目前以投切可中断负荷等操作为主。然而，由于我国电价制定策略缺乏坚实的理论基础，基于价格响应方法难以实现大规模、稳定可靠的负荷响应需求[20]。对于基于激励的需求侧响应，由于缺乏配套基础设备、测量设备及通信设备，缺乏对各种类型负荷特性的理论研究，也难以实现大规模、稳定可靠的负荷响应需求。此外，商业居民用户分散性大，总体响应比率较低，响应量带来的产值远不能与建设需求响应的成本相抵，存在聚合、协同控制等多方面的难点，导致目前负荷响应规模小[21，22]。相比于商业和居民负荷，当大型工业用户参与需求侧响应时，可以提供较大的用电负荷调节量，且工厂负荷可控性较强，能够较好地实现约定响应，使响应量更加可控[23]，特别是电解、钢铁、水泥等高耗能行业的负荷具有热蓄能的特点，负荷调节潜力巨大[24，25]。在工业和信息化部发布的《工业领域电力需求侧管理专项行动计划(2016—2020年)》中提出，电力需求响应工作和售电改革短期内主要面向工业用户，以工业园区为单位开展，大力建设和推进工业领域的需求侧响应。
本书将聚焦于提高电力系统灵活性以消纳可再生能源这一紧迫且极具挑战性的问题，改变单纯依靠机组改造、储能调节和负荷响应的常规思路，而是在确保系统稳定性的前提下，充分地利用工业园区大型工业负荷特别是高耗能负荷的大容量连续可调节的特性，通过对园区内多个高耗能负荷的连续协调控制，实现高耗能负荷主动响应系统频率变化和可再生能源出力波动，降低对系统调峰调频备用容量的要求，提高电力系统的灵活性，从而大幅地降低可再生能源消纳的技术难度和备用成本。
1.2 高耗能工业负荷的基本分类
高耗能是指在生产过程中耗费大量的能源，如煤、电、油、水、天然气等。《2010年国民经济和社会发展统计报告》中的六大高耗能行业分别为化学原料及化学制品制造业，非金属矿物制品业，黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业，石油加工、炼焦及核燃料加工业，电力、热力的生产和供应业。
从电气特征分析，高耗能工业负荷以电解类、电弧类及电机类负荷为主。电解类与电弧类负荷一般属于稳定性负荷，具有启停有序、工作周期长、容量大等特点，具有较大开发潜力。从负荷的调控潜力来看，电机类负荷具有启停无序、工作周期短、功率冲击大等特点，调控潜力较难开发。
常见的电解类高耗能工业负荷包括电解铝、电解锰、精炼铜、电积锌、氯碱等，而钢铁、电石、黄磷等负荷则属于电弧类[26-30]。电解类高耗能工业负荷的主要生产方式，均是由大直流电流通过电解质溶液或熔融态电解质，在阴极和阳极上引起氧化还原反应的过程，其
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