蓄热式电锅炉技术在新能源富集电网中的应用探讨

侯建军，付喜亮，郝薛刚，赵晓燕

（1.内蒙古京能盛乐热电有限公司，呼和浩特 011500；2.内蒙古工业大学能源与动力工程学院，呼和浩特 010051）

0 引言

近年来，内蒙古电网新能源发电占比愈来愈大，冬季供暖高峰期热电厂采取“以热定电”的模式运行，即使非供热机组大量停运，夜间低谷时段网上电负荷裕量仍较大，风电机组出力受限。内蒙古电网总体弃风率高于全国平均水平，2019前三季度为7.2%，仍高于国家电网2019-02-26发布的《2018社会责任报告》中的2019年弃风率控制在5%以内有关要求[1]。内蒙古电网新能源消纳难题给辖区热电厂运营模式带来较大影响[2-5]。本文以内蒙古电网首家“热电厂+蓄热式电锅炉”组合项目为案例，通过对其参与电网深度调峰及调频运行情况进行分析，探讨该项目在辖区电网现行辅助服务补偿政策下运营模式的可行性。

1 项目简介

某热电厂2×350 MW超临界供热机组分别于2015年12月和2016年1月投入运行，为内蒙古自治区呼和浩特市某园区配套项目。汽轮机组为抽凝式间接空冷汽轮发电机组，可以满足该园区云计算中心制冷、地区供热、供电需求。项目投产初期，该园区发展相对滞后，该热电厂自营供热面积总计不到50万m2；2017年10月通往呼和浩特市区供热长输管线（30 km）投运，初期接带供热面积950万m2；2018年供暖达1290万m2，极寒期的12月及1月供热负荷接近设计极限。受北方地区供暖期“以热定电”运行模式的限制，电负荷率长期保持在满负荷的60%~90%，发电调峰能力大幅下降。依据国家相关政策，面对呼和浩特市区逐年增长的供热需求，2018年下半年该热电厂相继实施了电锅炉、蓄热罐、高背压、烟气余热利用等清洁供暖改造，累计增加供热出力超过700万m2。其中蓄热式电锅炉项目为呼和浩特市某电力科技公司与该热电厂以合同能源管理形式合作的灵活性改造项目。

项目依托于该热电厂现有热力管网，在原有升压站外扩建一个间隔，接入一台200 MVA降压变压器，增设一套160 MW电蓄热灵活调峰、调频装置。整套装置由4台40 MW电锅炉、板式换热器、热网循环水泵、AGC控制系统以及蓄热水罐等设备组成，电锅炉可将电能转化为热能，同时兼顾直接供热和储热能力。项目总占地面积为10 667 m2，总投资为1.979 7亿元。热电厂200 kV主接线示意图见图1。项目投产可实现近5亿kWh风电替代上网，能有效缓解蒙西地区弃风问题，同时供热季可增加供热面积约340万m2，对于促进区域清洁供热、新能源消纳、电力系统稳定运行及环境保护有显著意义。

图1 热电厂220 kV主接线示意图

2 技术原理

火电灵活性改造可以降低煤电特别是热电机组的最小出力，成为当前解决可再生能源消纳的有效措施。而热电解耦技术作为热电厂灵活性改造方案，目前被广泛采用。目前成熟的热电解耦技术主要有低压缸零出力、高低压旁路抽汽、热储能、电锅炉四种，其中电锅炉方案是以消耗部分电功率来补充机组供热能力不足的部分，具有热效率高、安全、清洁、环保和安装简单等优势，主要适用于配电容量富裕、升温速度要求高、对水温有一定要求的场所。该方案与储热装置配合配置于电源侧，具有可配合电网深度调峰、快速调频等特点[6-13]，热电厂增设电锅炉理论上能实现完全的热电解耦，其原理示意图见图2。

图2 热电厂配置电锅炉热电解耦原理

该热电厂充分结合自身需求，选用“电锅炉+热储能”（简称“蓄热式电锅炉”）的优化组合方案进行热电解耦技术改造，电蓄热系统工艺流程如图3所示。蓄热式电锅炉系统主要包括电锅炉、板式换热器以及循环水泵、定压、制水、仪表控制、供配电等系统。电锅炉电极与水直接接触，通电后电极放热被一次水系统循环吸收带走，经水-板式换热器将热量传递至二次水循环系统，然后将热量注入热力主网输送给热用户。系统运行期间一次水系统经电锅炉吸热、板式换热器放热进行不间断循环，以此往复保持热量平衡[14-17]。系统主要设备技术参数如表1—表4所示。

图3 电蓄热系统工艺流程

表1 电锅炉技术参数

表2 板式换热器技术参数

表3 热网循环泵电动机参数

表4 热网循环泵参数

3 技术经济比较分析

3.1 收益测算

3.1.1 风火替代交易

本项目采用4×40 MW的蓄热式电锅炉消纳清洁能源，每年可用于供热的替代电量为4.76亿kWh（按照供暖期6个月的实际供热需求），如果转换成热能，并考虑95%的转换效率（包括线路及蓄热变压器损耗，循环水泵、各类控制监测及安全系统等耗能）[11]，每年可增加供热1 629 767 GJ，折合替代散烧标煤74 238（t其中考虑散烧煤小燃煤炉效率为70%，标煤热值为29 271 kJ/kg）。如4.76亿kWh替代电量全部被新能源消纳替代，按2018年替代交易价格0.2元/kWh测算，扣除发电成本0.145元/kWh（属厂用电不占上网计划），则最少可增加供热收入0.065元/kWh，每年仅这一项带来的替代收入可达5700多万元[18]。

3.1.2 深度调峰

按照东北及西北区域电网辅助服务补偿政策，供暖期深度调峰补偿额度在0.4~1.0元/kWh。以赤峰某热电厂同类改造项目为例，该项目于2018年1月下旬投运。根据该热电厂所属蒙东电网辅助服务补偿细则，40%~50%电负荷按第一档0.4元/kWh、40%以下按第二档1.0元/kWh补偿，则2018-03-25，电网开启深度调峰市场，该厂输出电负荷最低降至10%，按照每15 min统计一个数据，03:15~05:00合计深度调峰电量可达29.89万kWh，获得深度调峰补偿合计为23.6万元，具体如表5所示。

表5 赤峰某热电厂2018-03-25深度调峰获得补偿明细

3.1.3 供热

参与以上清洁能源消纳风火替代及深度调峰市场，若4台电锅炉160 MW负荷全部投运，可额外增加约340万m2供热面积，无论是趸售还是自营，均可获得相应供暖收入。

3.1.4 参与AGC调频

发电机组与储能系统两者之间协调运行能够显著改善火电机组对电网AGC调频指令的执行效果。根据电锅炉能实现1%~100%无级调节的特性，其响应速度快且调节精度高，可提升机组调频能力，获得调频辅助服务补偿。

3.2 预计单纯供暖收支倒挂

对投运电锅炉仅供暖一项进行成本核算，按照95%电热转换效率，外供1.0 GJ热量需要耗电约292.6 kWh。若292.6 kWh电量直接上网，按某热电厂2019年前10个月结算电价0.266元/kWh，合计收入为77.84元。也就是说相对于直接售电，使用电蓄热供暖必须保证收入77.84元/GJ以上，电蓄热供暖收益才能大于发电收益，热电厂才会有使用电蓄热供暖的动力。而其收益方式一：供热量1.0 GJ对外趸售单价19元/GJ（给呼和浩特市区供暖）；收益方式二：1.0 GJ供热量自行经营（给园区供暖），根据2018年平均数据，整个供暖期1.0 GJ热量可供大约2.5 m2，按照呼和浩特市供暖单价每月3.68元/m2，1.0 GJ供热量自行经营收入在55.2元/GJ左右。

通过以上分析，投运电蓄热自行经营给园区供暖，按照收益方式二55.2元/GJ价格也是倒挂的，按照收益方式趸售给市区更是无法经营。因此没有相应的发电侧辅助服务补偿机制等政策配套，该项目很难启动[19-27]。

4 应用探讨

按照第3章分析结论，投运电锅炉单纯供暖收支倒挂，需要配套相应发电辅助服务补偿措施才能实现盈利。2020年度供暖期间，在参与电网深度调峰及调频方面该热电厂争取了当地支持政策，进行了积极有效的探索。

4.1 参与深度调峰

4.1.1 调峰收益

截取2020年10月至11月深度调峰市场开启时的投运数据，该项目4台电锅炉投运调峰深度为105 MW；该厂1号机组铭牌出力350 MW，申报最低出力50%电负荷（175 MW），调峰市场开启4台电锅炉启动，1号机组上网负荷能降至70 MW，即20%出力（图4），按照内蒙古电网深度调峰补偿相关规定[28]，至少可以得到0.38元/kWh的补偿。

图4 1号机组DCS电锅炉控制模块调峰投入

4.1.2 热力特性

系统启动顺序：一次系统优先注水启动循环，然后启动二次循环水接入热网系统，最后依次启动4台电锅炉，调整各电锅炉负荷至65%左右。截取2021-02-20调峰市场开启电蓄热数据，同样4台电锅炉出力105 MW，上网电量70 MW。对当日12：00—14：00平均数据进行分析，当时4台电锅炉循环水流量均保持在930 t/h，一次循环水总流量为3700 t/h左右；电锅炉进出水平均温度为88.2℃和112.5℃，一次循环水供回水压力为0.335 MPa和0.282 MPa，与热力主网连接的二次循环水泵两台运行，一台备用，流量3 731.1 t/h，板式换热器进出水平均温度为62.37℃和86.2℃，电蓄热各系统运行参数在设计范围内。期间对供热量进行换算，结果为370.76 GJ/h，约占该热电厂对外供热量的18%，按照呼和浩特市19元/GJ的供热价格，蓄热式电锅炉供热收益折合为0.068 4元/kWh。

综上，启动蓄热式电锅炉参与内蒙古电网深度调峰，既增加了清洁能源上网空间，减少了弃风弃光率，同时可获得地方调峰补偿；叠加供热折合收益，将获得0.448 4元/kWh综合收益（能量转换过程损失忽略不计），相比目前0.26元/kWh左右的上网电价，收益可观。

4.2 参与调频

热电厂电蓄热项目投运前，两台机组AGC调频性能在内蒙古电网排名靠后。该厂利用电锅炉具有1%~100%无级调节，响应速度快且调节精度高的特性，搭建并完善逻辑框架，实现了电锅炉参与机组调频。

2020年10月上旬进行了电锅炉参与机组调频试验，期间不断梳理数据，完善调整电锅炉参与机组调频逻辑，配置完备各种边界条件；两台机组各配置两台电锅炉参与调频，调频功能开启后电锅炉各保持一定基础负荷以备调频所需。

10月中旬电锅炉参与机组调频，调节速率均值保持在15 MW/min，响应时间最低为10 s，表6为蓄热电锅炉参与机组调频前后日综合性能数据，表7为蓄热电锅炉参与机组调频性能数据。由表中数据可知，10月16日至19日2号机组投运前，调节精度仍不太稳定，需要继续完善；10月20日2号机组电锅炉调频投运后，其调节性能、调节里程明显增强，与16日相比，综合调频性能系数由2.549 4上涨至5.603 9。两台机组参与调频时蓄热式电锅炉系统所带热负荷较低，调整过程对整个供热不构成冲击，各项运行参数均正常。

表6 蓄热电锅炉参与机组调频前后日综合性能数据

表7 蓄热电锅炉参与机组调频性能数据1）

5 结论

（1）采用蓄热式电锅炉优化方案实现了热电解耦，可额外增加计划电量；投运电锅炉可提高机组供热能力，增加清洁能源上网电量，降低弃风、弃光率；储热罐可确保供热中断后的连续热量输出。

（2）采用蓄热式电锅炉优化组合方案实现深度调峰，若容量选择适当，理论上可以实现发电机组电量“零出力”外送。

（3）蓄热式电锅炉能实现1%~100%负荷无级调节，响应速度快且调节精度高，与发电机组配合可提升机组调频能力。

（4）采用电锅炉作为热源供暖，相对于抽汽供热经济性较差，但作为一种热电解耦方案，其效益来自多个方面，还需结合当地有关政策，综合深度调峰补偿、AGC调节品质补偿、政策支持下的计划电量争取、风火替代交易补偿等因素综合分析。