电力市场环境中电蓄热供暖接入系统设计研究

王宇卫 高杨杨

上海电力设计院有限公司

0 引言

目前，我国北方地区取暖使用能源以燃煤为主，燃煤取暖面积约占总取暖面积的83%，天然气、电、地热能、生物质能、太阳能、工业余热等合计约占17%。取暖用煤年消耗约4 亿tce，其中散烧煤（含低效小锅炉用煤）约2 亿tce，主要分布在农村地区。北方地区供热平均综合能耗约22 tce/m2，其中，城镇约19 tce/m2，农村约27 tce/m2。

在北方城镇地区，主要通过热电联产、大型区域锅炉房等集中供暖设施满足取暖需求，承担供暖面积约70 亿m2，集中供暖尚未覆盖的区域以燃煤小锅炉、天然气、电、可再生能源等分散供暖作为补充。城乡接合部、农村等地区则多数为分散供暖，大量使用柴灶、火炕、炉子或土暖气等供暖，少部分采用天然气、电、可再生能源供暖。

2017年12月，国家发改委、国家能源局等十部委发布了北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》，重点推广“煤改气”和“煤改电”。2017 年9月，国家发改委印发《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》，制定了“煤改气”“煤改电”的具体价格支持政策。意见指出，对“煤改电”的地区适当扩大峰谷时段价差，在采暖季适当延长谷段时间，对适宜“煤改气”的地区降低清洁供暖的用气成本，重点支持农村“煤改气”。

“煤改气”得到了大力推行后，效果并不理想还产生了不少问题，主要原因在于天然气气源紧张。2017年，突进的“煤改气”工程导致了整个华北地区冬季出现天然气“气荒”，气源紧张、配套资金落实不到位、基础设施不完善等问题使居民采暖得不到及时的保障。2018 年河北省也发布了天然气供气橙色预警，环保部发出特急通知、北京发出特急通知启动燃煤机组供暖、住建部发布紧急通知加快解决供暖突出问题。另外，天然气需求的超常增长打破了供需平衡，使天然气价格上涨，导致居民取暖燃气费用负担较大。天然气属于化石能源，非可再生能源，天然气的燃烧也会排放NOx。此外，“煤改气”还存在泄漏和爆炸等安全隐患。

2019年6月，国家能源局综合司就“煤改气”和“煤改电”过程中遇到的相关问题发布了《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》，主要对在“煤改气”工程中落实天然气供应做出了要求，被业界看作是紧急叫停“煤改气”，大力推广“煤改电”。

基于目前清洁供暖的现状、面临的问题以及未来的发展趋势，本研究主要将研究重点放在电供暖技术上，首先，对各类型电蓄热系统电气原理进行分析，并对电蓄热技术路线进行分析研究；其次，对不同电压等级下电网接入电蓄热系统规模能力分析；最后，根据电蓄热接入系统方案进行对比分析，对将来可能涉及的改造、新建以及不同应用场景下的电蓄热项目，在接入系统方式难以确定时，为项目储备一套设计比选方法，从而合理、经济地选择接入方式，为电蓄热供暖项目接入系统提供依据。

1 电蓄热供暖系统电气原理分析

1.1 电极锅炉+水蓄热系统电气原理分析

电极锅炉的电极系统包括三相电极、中性点不接地电极和保护盾。电极安装在绝缘体上和炉体隔离，保护盾由电动执行器控制，可以调节锅炉的负荷量。负荷调节范围为从5%～100%。电极锅炉本体安装在绝缘体上，这种安装方式具有高电阻率。电压在10 kV 时，电阻为1.5～2.5 Ω。锅炉的进、出水管，电动执行器和其他与锅炉连接的配件都配有绝缘体。控制进出水流的低导电率，保证运行的绝对安全性。主要供电原理如下图：

从技术特点来看，电极锅炉应用范围广，单机功率大，10～20 MW都有成熟机型的应用案例。从目前运行的项目来看，电极锅炉+水蓄热装置主要分布于新疆、甘肃、青海等较为偏远的北方地区。这是因为电极锅炉本体体积不大，但是作为蓄热装置的蓄水罐体积较大，由于斜温层的影响，一般而言蓄水罐的直径不会太大，蓄水罐的体积主要体现在高度上，考虑到区域内建筑风格和建筑高度的规划，电极锅炉+水蓄热装置不太适合在人口和建筑密集的区域露天建设。

图1 电极锅炉+水蓄热供暖技术电气原理图

图2 电极锅炉+水蓄热供暖系统图

1.2 固体模块电蓄热系统电气原理分析

与电极锅炉+热水蓄热技术不同，固体蓄热式电加热装置的电加热装置与蓄热装置一体化，主要由电加热元件、高温蓄热砖、换热器以及热控系统组成，通过电加热元件将蓄热砖（镁砖）加热到650 ℃以上，通过可变频风机驱动空气在风道内循环，经过高温蓄热砖时产生高温空气，高温空气通过换热器将热量交换到水循环系统，主要供电原理如下图：

大模块固体蓄热式电加热装置从5 MW 到90 MW有多种型号，主要用于电厂灵活性改造和集中电供暖，5～10 MW 采用10 kV 电压进线、10～50 MW采用33kV电压进线、50MW以上采用66 kV电压进线。从目前运行的项目来看，张家口、大同、长春等地具有典型借鉴意义。大模块固体蓄热式电加热装置应用较多、技术成熟，用于集中供热时，模块数量少，占地面积较小。

图3 固体模块电蓄热电气原理示意图

1.3 电极锅炉+低温相变系统电气原理分析

电极锅炉+低温相变蓄热装置与电极锅炉+热水蓄热装置类似，其原理是利用电极锅炉产生的热水加热储热介质使其产生从固态到液态的相变，在该过程中吸收并储存大量的潜热。电极锅炉+低温相变蓄热装置是近年来兴起的电蓄热方面的新技术，利用蓄热介质的相变储存能量，缩小了蓄热介质的体积。但是，目前的应用案例仍然较少，技术成熟度有待进一步验证。此外，电极锅炉+低温相变蓄热装置在运行过程中通过电极锅炉加热水后，再通过水和低温相变介质换热，主辅设备较多，增加了占地面积和运维成本。其原理如下图所示：

图4 电极锅炉+低温相变系统电气原理示意图

1.4 高温相变蓄热系统电气原理分析

高温相变蓄热式电加热装置与固体蓄热式电加热装置相似，电加热装置与蓄热装置一体化。通过电加热元件加热高温无机复合相变砖，其中的钠盐体系发生从固态到液态的相变，蓄热温度最高可达750 ℃。通过可变频风机驱动空气在风道内循环，经过高温无机复合相变砖时，产生高温空气并通过换热器将热量交换到水循环系统。

图5 高温相变蓄热系统电气原理示意图

高温相变蓄热式电加热装置也是近年来兴起的电蓄热方面的新技术，但目前未见大型应用案例的相关报道，仅有苏州同里高温相变储热冷热联供示范项目。从项目运行情况来看，运行良好，平均储热密度约为普通固体储热材料的1.8 倍，性能达到国际领先水平。

1.5 电蓄热技术供暖技术路线指标

通过对以上电蓄热系统电气原理分析，总结各类电蓄热集中供暖技术指标如表1：

2 不同电压等级电网接入电蓄热系统规模能力分析

根据目前国内各类运行电蓄热项目的实际案例，结合常规电气设备厂家及相关电气参数信息，110 kV 电压等级及以下电压等级，由于受开关设备、变压器等主要设备产品设计参数的影响，决定了相应电压等级接入电蓄热规模能力，各类型电蓄热和应用场景总结如表2。

3 电蓄热系统规模能力分析

电蓄热系统作为重要的用电负荷，应用于工业和居民领域的重要性不同。在工业领域应用时，负荷供电中断严重情况下设备故障可能引起较大的经济损失。结合电蓄热系统供热用途的不同可将其定性为II 级和III 级负荷，根据电蓄热系统负荷等级设计选择高供电可靠的电气主接线形式，按照供电备用的方案不同，将其分为n 供1 备、单母线分段、n供n-1备三种主要形式。

根据上节各类型电蓄热项目实际接入容量，对能源站几种典型方案进行对比分析。

表1 各电蓄热集中供暖技术指标

表2 110 kV及以下电压等级接入电蓄热系统的规模能力表

3.1 n供1备典型主接线设计方案

根据能源站电锅炉数量多、容量大的负荷特点，同时从供电可靠，备用合理，经济性等角度考虑，提出能源站n供1备的接线模式。通常情况下，一段母线下负荷由该段母线进线提供电源。该模式设置一回旁路，处于热备用状态。当发生故障使该段母线失去电源时，旁路断路器动作，将该段母线电源切换到旁路，由旁路为该段母线继续供电，以此保证供电的可靠性。

针对电蓄热系统单体5 MW 单元，电气主接线如图6 所示，该接线形式备用回路由单独供电电源通过旁路方式接入各馈线母线，减少了备用回路，较为经济。

图6 5 MW以下单元n供1备电气主接线图

当5 MW 单元数量小于等于2 个时，电气主接线将简化为单母线分段接线，如图7所示，该接线形式通过母联开关实现两个供电回路的互为备用，不增加额外供电备用回路。

图7 5 MW以下单元单母线分段电气主接线图

针对5～10 MW单元，电气主接线如图8所示，该接线形式与图6 相似，主要差别在于受本电压等级供电能力限制，一个馈线母线接1路馈出。

图8 5～10 MW单元n供1备电气主接线图

针对10～20 MW 单元，电气主接线如图9 所示，该接线形式每回馈线有2路备用，具有高可靠性的特点，但造价成本较高，可用于对供电可靠性要求极高的场景。

图9 10～20 MW单元n供1备电气主接线图

当10～20 MW单元数量只有1个时，电气主接线将简化为单母线分段接线，如图10 所示，该接线形式主要用于单个供电电源容量不够，需要多路供电才能满足电蓄热系统的场景。

图10 10～20 MW单元单母线分段电气主接线图

3.2 单母线分段主接线设计方案

单母线分段接线每段母线均由该段母线进线提供电源，分段断路器处于分位。当发生故障使该段母线失去电源时，分段断路器动作，将该段母线电源切换到另一段正常供电的母线，由另一段母线为该段母线继续供电，以此保证供电的可靠性。该种方式要求站内所有母线设备和进线都具备正常运行时2倍的供电能力。

针对5 MW 单元，电气主接线如图11 所示，该接线形式适用于分布式供热系统，电蓄热系统由多个相互独立的供热站组成，单个容量在5～10 MW 之间，供电形式属于辐射+分段方案。

图11 5 MW以下单元单母线分段电气主接线图（一）

当每段母线5 MW 单元数量为2 个时，电气主接线将如图12所示，该接线形式与图8没有本质差别，主要是根据分布的电蓄热系统单元规模，单母线分段的供电回路相对较多。

图12 5 MW以下单元单母线分段电气主接线图（二）

针对5～10 MW 单元，电气主接线如图13 所示，相比较图11和图12两个接线形式，本接线形式适用于电源接入端单体供电能力不足，需要多个供电段汇集供电的应用场景。

图13 5～10 MW以下单元单母线分段电气主接线图

针对10～20 MW 单元，电气主接线如图14 所示，该接线形式同时满足了单体供电不足和供电回路备用的应用要求。

图14 10～20 MW单元单母线分段电气主接线图

3.3 n供n-1备主接线设计方案

对于可靠性要求非常高的情况下，可采用n 供n-1 备的电气主接线模式。通常情况下，每段母线均由该段母线进线提供电源，旁路断路器处于分位。当发生故障使该段母线失去电源时，旁路断路器动作，将该段母线电源切换到旁路母线，由旁路为该段母线继续供电，以此保证供电的可靠性。

针对5 MW 单元，电气主接线如图15 所示，该接线形式通过各供电单元之间的相互备用，实现了n供n-1的备用目的，即使某供电母线停电检修，剩余部分供电单元仍能保证有（n-1）/2 的备用数量，可靠性极高。

图15 5 MW以下单元n供n-1备电气主接线图

针对5～10 MW 单元，电气主接线如图16 所示，与图14方案本质相同。

图16 5～10 MW以下单元n供n-1备电气主接线图

针对10～20 MW 单元，电气主接线如图17 所示，与图15和图16本质相同，主要用于单个供电端供电能力不足的场景。

图17 10～20 MW单元n供n-1备电气主接线图

3.4 方案比较

从较为关键的主接线形式、保护配置、设备投资、日常运行等四个方面比较，上述三种方案其主要差异如表3所示。

4 结论

从表3可以看出，主接线方面，n供n-1备可靠性最高，但三个方案都能满足n-1 要求；保护配置方面，单母线分段配置最为简单，单母线分段和n供n-1 备保护动作后均可迅速自动恢复供电，而n 供1 备保护动作后存在旁路断路器联闭锁回路解锁过程，恢复供电时间较慢；投资方面，n 供1 备投资最少，当采用5 MW 以上单元时，单母线分段接线方案进线断路器和进线线路数量约为n 供1备方案的2 倍，n 供n-1 备约为n 供1 备方案的3倍；运行方面，三个方案可实现自动化运行，但n供n-1 备方案联闭锁系统复杂，实现自动化难度较大。

表3 三种方案对比分析表

总体来看，n 供1 备在设备投资方面存在极大优势，同时也能满足n-1 的可靠性要求，但发生故障时，由于无法及时切换到旁路，存在秒级短时失电的情况。单母线分段在系统保护配置方面和运行方面技术最为成熟，可靠性非常高，但设备投资较大，约为n供1备的2倍。n供n-1备系统可靠性最高，但保护配置复杂、自动化实现难度大，设备投资也非常大，约为n供1备的3倍。

综上所述，当能源站装机容量不大于20 MW时可采用n 供1 备或单母线分段方案；当能源站装机容量大于20 MW时建议采用n供1备的方案；当能源站需要满足任意数量电源同时失电时仍可保障供电，可靠性要求非常高的情况下，可采用n供n-1备方案。