66 kV固体电蓄热装置在火电机组深度调峰中的应用

孙立本，张少成，许冰，宋宏飞，郑丽辉，万白鸽

(丹东金山热电有限公司，辽宁 丹东 118000)

0 引言

中国是一个能源消耗大国，并且以化石能源应用为主，近几年来，风电、太阳能等新能源技术快速发展，但发电时段的不确定性使其在电网调度等方面存在很大问题。火电机组供热电厂一方面承担着电力供应的任务，另一方面还承担着地方供热的任务，采用以热定电的方式、发电调节灵活性差以及其他原因造成了弃风、弃光现象严重，尤其以东北、西北、华北等区域更为普遍，导致新能源的极大浪费。弃风、弃光现象产生的原因主要是电力无法储存，目前我国的国情是大部分风电、太阳能按照规划为就地消化，而这些地区大部分是经济欠发达地区，用电需求无法消纳如此巨大的电量，2016年辽宁省弃风率就达到15%，因此，减少煤炭能源消耗、解决弃风问题已成为行业关注焦点。我国虽然资源丰富，但是人均占有量低，利用可再生能源是我国可持续发展的必由之路，因此，减少化石能源的消耗、增加可再生能源的利用势在必行。

1 蓄热装置背景

1.1 火电灵活性技术现状

我国从2016年开始真正深入研究火电灵活性相关技术，虽然2010年以后各区域电网都相继出台了电力辅助服务市场规则，积极鼓励各火电厂进行调峰和辅助服务相关交易，但2016年下半年才真正从政策层面和管理层面出台了《东北电力辅助服务市场规则》试行文件，国内能源局、电力规划设计总院、五大发电集团和设备厂商相继开始研究火电灵活性相关技术。目前，在国内火电行业，火电灵活性课题已经成为每个火电厂和火电从业人员重点关注的课题[1]。

1.2 蓄能技术简介

采用蓄能技术是解决弃风、弃光等问题的有效途径，它可以在弃风、弃光时段通过蓄能设备将电能转换为热能、机械能等其他能源，为新能源提供上网空间，在其他时段再将热能、机械能用于供暖或发电，可实现新能源的上网。目前,常见的蓄能技术主要包括固体蓄能、液体蓄能、相变材料蓄能、压缩空气蓄能以及抽水蓄能等，其中固体蓄能、液体蓄能、相变材料蓄能等技术主要是将电能转换为热能，然后热能用于供热，而压缩空气蓄能、抽水蓄能等技术主要是将电能转化为机械能，然后机械能再转化为电能[2]。

各电厂发电通过电网向用户输送，在电负荷和热负荷一定的情况下，各种能源方式根据需要通过电网调度进行分配，如果燃煤电厂上网电量大，势必要减少风电、光电的上网电量。光电、风电、纯凝电厂没有自主调节能力，由于电能无法直接储存，只能上网，因此当电负荷发生变化时，这几类电厂只能调整发电量。供热电厂输出有热能和电能两种形式，如果增加储能设施，可以将多余的电能通过储能设施转变成热能储存起来，因此供热电厂在用电低谷时可以减少上网电量，增加光电、风电的上网电量，从而达到电网深度调峰的目的。

1.3 电蓄热装置原理

电蓄热装置由高压电发热体、高温蓄能器、高温热交换器、热输出控制器和自动控制系统等构成。在热电解耦时间，通过高压电网为高压电发热体供电，将电能转化为热能，经过高温热交换器用高温蓄能器储存的热能来加热热网循环水。电蓄热装置由耐火砖块砌筑而成，耐火砌砖上设有若干个纵向贯穿孔洞和横向贯穿孔洞，电源接通后，穿插在耐火砌砖块贯穿孔洞中的电热丝开始发热。电加热单元是由一种特殊合金制作的串并联电加热组，利用电阻原理把电能转换为高温热能，把热量传给由耐火砖块所砌成的蓄热装置。温度达到预定值时，温度测量器将信号传给控制装置，使电源断开，保温材料把蓄热装置所得到的热量储存起来，当需要释放热量时，启动循环风机，使空气通过保温材料的缝隙进入耐火材料的贯穿孔洞中，空气温度提高后被抽到循环风机中循环流动，热空气通过换热装置把热量传给换热装置中的热网循环水。

1.4 电蓄热装置的实际应用

丹东金山热电有限公司确定总体技术路线采用高电压固体电蓄热专利技术，公司投资建设一套260 MW电蓄热装置，电源采用220/66 kV电压等级。电蓄热装置主要在供热期用电，冬季供热期在夜间负荷低谷时期运行，利用电能加热蓄热7 h(22：00—05:00)，白天蓄热装置停止用电，仅靠蓄热可以满足白天供热需求。在电网需要调峰时，省电力调度中心可以通过自动控制系统远方接通电蓄热装置高压开关(省电力调度中心可以根据实际情况投入该公司全部或任意一台电蓄热器)，此时电蓄热装置将电能转换为热能并被高温蓄能体不断吸收，当高温蓄热体的温度达到设定的上限值或电网调峰结束时，切断高压开关。

在电网低谷调峰时段或风力发电的弃风电时段，吸收电厂的发电电力，转化成热能补充电厂热网供热，多余热能可以储存起来，在需要时补充到热网。电蓄热锅炉的辅助供热使发电机组能够实现热电解耦，突破最小运行方式减出力，在发电机减出力和电蓄热锅炉用电的双重作用下，可使全厂对电网输出电量基本为零。一方面，为核电、风电等清洁能源让出了上网空间；另一方面，通过参与调峰辅助服务市场，使电厂不但不再分摊调峰辅助服务费用，而且还能赢得调峰辅助服务补偿收入。

2 电蓄热装置效益

2.1 电蓄热装置对热网的影响

丹东金山热电有限公司于2009年9月开工新建2台300 MW亚临界一次中间再热供热机组，于2012年12月相继投产并转入商业运营。单台机组设计最大抽汽流量为600 t/h，平均采暖抽汽流量为550 t/h，额定采暖抽汽流量为340 t/h，采暖抽汽压力可调整，最大采暖抽汽压力为0.49 MPa(绝对压力)。热网首站供热蒸汽采用单元制，每台机组设置2台换热面积为2 800 m2的卧式高效汽水热交换器。该公司于2015年进行了供热系统改造，安装了6台单机容量为52.3 MW的蒸汽驱动溴化锂吸收式热泵，回收#1机组循环水余热130.91 MW。新建260 MW固体电蓄热装置接引在厂区内城市热网供水主管道上，将热网回水经热泵系统一次加热后进入热网加热器二次加热，再经固体电蓄热装置三次加热供给热用户。260 MW电蓄热装置每天蓄热7 h，可24 h放热，按95%的设备效率考虑，固体蓄热电锅炉的供热能力为72 MW，因此，在采暖抽汽供热能力不变的情况下可增大电厂的供热能力72 MW，按照49 W/m2热负荷指标计算，可增加供热面积147万m2。

2.2 电蓄热装置对公司发电量的影响

新建260 MW 固体蓄热装置利用峰谷电通过固体电蓄热炉将电能转换为热能用于城市供热，按照供暖期150 d、每天蓄热7 h考虑，可实现双机54%额定负荷(600 MW)即324 MW运行时上网电量为0，因此年最大调峰电量为340.22 GW·h，由于调峰电量不占电厂的上网负荷指标，因此，扣除厂用电后电厂可增加上网电量273.02 GW·h。

2.3 电蓄热装置对辽宁电网系统的影响

80 MW占辽宁电网装机总量 43.22 GW的0.19%左右，事故情况下即80 MW负荷失去的情况下，对电网的潮流分布及暂态稳定性影响很小，电厂通过自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)系统对机组出力进行调整，能够及时调整电网的电力平衡及电压水平，对厂网安全稳定运行不会产生不利影响，反而增大的调峰能力有利于提高机组总体发电量，提高运行经济效益。

3 电蓄热装置创新点与技术难点

3.1 技术创新点

大功率发热技术：将高电压(66 kV)直接引入发热体，解决了超大功率供热的难题。高密度热存储技术：采用能耐1 500 ℃以上高温的高密度、高热容蓄热材料，并制成高温蓄热体(镁砖)，这种高温蓄热体由合理配比的无机盐合成材料加工成形，经高温烧结定性、定型，具有体积小、热容量大、储热能力强、性能稳定、热量释放稳定等优点。水电分离技术：高温蓄热体与热水输出装置之间没有直接关联，由于供电加热电路与蓄热体是相互分离的，充分保证了设备在各种场合的安全运行，解决了高压绝缘问题。

3.2 技术难点

电蓄热装置由于容量大、电压等级高，无论投入、切除都是满负荷，装置在设计上均不具备负荷调整功能，分合闸操作时对66 kV母线有冲击，易产生谐振过电压现象。为此，停机后将增加谐振装置，同时积极与调度沟通，适当延长电蓄热切换时间，减少谐振问题。

4 电蓄热装置应用收益分析

2017年2月28日—3月31日，电蓄热装置投运1个月，辽宁电网弃风现象得到了有效缓解，弃风率非常低，累计减少上网电量25.63 GW·h，为清洁能源发电腾出25.63 GW·h发电空间。电蓄热锅炉投运后，供热初末期热网运行方式可实现热泵带热网一期负荷，电蓄热锅炉带热网二期负荷，热网加热器作为尖峰备用。经测算，丹东金山热电有限公司260 MW电蓄热装置投运后相当于拆除29台10 t/h小燃煤锅炉，一年可减少标煤消耗10.00万t、二氧化碳排放26.21万t、二氧化硫排放0.24万t、粉尘排放7.51万t、氮氧化物排放0.07万t。电蓄热参与调峰5个月，获得经济收入815.82万元。