近年來，固體電蓄熱裝置在中國北方地區火電廠調峰中得到了廣泛應用，但這些應用都是以提供冬季供熱為前提，在非暖熱季節則基本處于閑置狀態。這種情況既降低了固體電蓄熱儲能調峰設備的利用率，又使其應用范圍也受到很大的限制。通過本項研究，提出了由固體電蓄熱裝置向310MW火電機組除氧器提供汽源，以替代原有的汽輪機抽汽。這一技術方案，既降低了汽輪機熱耗，又使得固體電蓄熱裝置在非供熱季節發揮調峰作用變為可能。

關鍵詞：固體電蓄熱裝置，調峰，非供暖季節,除氧器

作者簡介：

朱建新，男，1953年1月出生，遼寧省沈陽市人，高級工程師，電氣工程專業。

劉東明，男，1961年1月出生，遼寧省沈陽市人，教授級高級工程師，碩士學位，熱能動力專業。

0 引言

2016年以來，國家發改委、國家能源局等政府部門先后出臺了一系列以促進能源結構調整為目標、以市場導向為杠桿的政策和措施，鼓勵火力發電企業采取對機組進行靈活性改造等技術措施以提高其深度調峰能力，促進電網提高對風電、光伏發電等新能源的接納能力。在上述背景下，大功率固體電蓄熱技術以其獨特的熱電解耦能力受到人們的普遍關注，并被列為提高熱電機組運行靈活性的重要手段之一。截止到2019年末，遼寧、吉林、黑龍江三省六個電廠共建設了大功率固體電蓄熱設備1600MW，增加儲熱能力6400MWh。這些設備在2016年至2018年期間共完成調峰電量18億千瓦時，所涉及的供暖面積達三千多萬平方米。從設備所在區域電力系統的整體運行情況來看，這些設備的投運使風電上網率得到改善，供熱電廠調峰期間的供暖能力也明顯提升。然而，上述項目絕大多數以提供冬季供熱為前提，在非供熱季節則基本處于閑置狀態。這種情況一方面降低了電蓄熱儲能調峰設備的利用率，另一方面其應用范圍也受到很大的限制。因此，有必要對固體電蓄熱裝置在非供熱季節實現儲能調峰功能的相關技術開展應用研究。

01 固體電蓄熱裝置

固體電蓄熱技術是將電熱轉換和熱能存儲及釋放有機結合的產物，它是一種可以將電能轉換為熱能存儲于固體蓄熱材料中，在需要熱量時通過特定的換熱過程實現熱能釋放的電蓄熱方式。

一般情況下，固體電蓄熱裝置（見圖1.1）由配電系統、電熱轉換系統、固體蓄熱系統、熱交換系統等若干子系統構成。裝置工作時，由配電系統提供電力，電熱轉換系統將電能轉換成熱能傳遞給固體蓄熱系統吸收存儲，當需要輸出熱能時，熱交換系統通過換熱風機將爐腔內的熱空氣送入換熱器，換熱器將熱空氣的熱能傳遞給供熱工質并由供熱工質帶走。

圖1.1 固體電蓄熱系統結構

02 固體電蓄熱裝置參與熱電機組調峰的工作原理

圖2.1給出的是固體電蓄熱裝置與熱電機組聯合生產的一種運行模式。在這種模式下，熱電機組可保持在經濟穩定的負荷下運行，固體電蓄熱裝置從關口表前引接一路電源，以消耗熱電機組實時發電功率高出調度指令的那部分電量，從而實現機組深度調峰的功能。

圖2.1固體電蓄熱裝置參與熱電機組調峰原理

圖2.2給出的是熱電機組加裝電蓄熱裝置前后電熱關系變化的對比，其中虛線部分為加裝電蓄裝置后的關系曲線。從中可以看出：加裝電蓄熱裝置后，最大供熱功率比原來增加了ΔQ，調峰幅度比原來增加了ΔP’。而ΔP’是根據需要選取的，ΔQ則等于ΔP’×η。

圖2.2熱電機組加裝固體電蓄熱裝置前后熱電關系對比

03 固體電蓄熱裝置熱電功率的周期性平衡關系

固體電蓄熱裝置屬于三類用電負荷，除特殊情況外，其用電負荷特性是斷續周期性的，這一特性可用負荷持續率來表達：

式中：ε—負荷持續率；

tg—一個工作周期內的用電時間，小時；

t0—一個工作周期內的非用電時間，小時；

T—工作周期，小時。

在對固體電蓄熱裝置進行設計選型計算時，可先根據用電原則確定負荷持續率，然后通過熱平衡計算或者是電平衡計算確定設備的額定功率。

固體電蓄熱裝置的熱平衡可按下列方法計算：

式中：

Qr—一個工作周期內的輸入熱量，kJ；

Qc—一個工作周期內的輸出熱量，kJ；

P—設備額定功率，kW；

P'—設備輸出功率，kW；

t'g—一個工作周期內的放熱工作時間，小時。

顯而易見的是，固體電蓄熱裝置在熱電機組上的應用是受一個工作周期內的輸出熱量制約的，也就是說，必須以相適應的熱負荷為前提。這就為在沒有熱負荷的情況下，如何發揮固體電蓄熱裝置的調峰作用提出了一個新的課題。

04 非供熱季節的調峰應用

4.1 基本技術路線

選擇一臺熱電機組作為研究對象，將其調峰電量轉變為熱能向除氧器提供蒸汽熱源，以實現在非供熱季節使機組具備深度調峰的能力的同時降低機組發電熱耗。

4.2 熱電機組概況

本項目選擇某電廠配備的310MW直接空冷抽凝式汽輪發電機組作為研究對象，其鍋爐為哈鍋生產的HG-1038/18.34-HM35型亞臨界、一次中間再熱自然循環鍋爐，汽輪機為北重生產的NCK310-17.75/540/1.0/0.45三缸雙排汽直接空冷抽凝式汽輪機，發電機為北重生產的T225-460/310型發電機。其主要技術參數如下：

鍋爐最大連續蒸發量：1038 t/h

鍋爐過熱器出口蒸汽溫度：548 ℃

鍋爐過熱器出口蒸汽壓力：19.26 MPa

鍋爐再熱器出口蒸汽溫度：547 ℃

鍋爐再熱器出口蒸汽壓力：4.44 MPa

鍋爐再熱器進口蒸汽溫度：354 ℃

鍋爐再熱器進口蒸汽壓力：4.82 MPa

鍋爐給水溫度：246.3 ℃

鍋爐給水壓力：18 MPa

汽輪機排汽溫度：54 ℃

汽輪機排汽壓力：0.015 MPa

發電機額定功率：310 MW

定子電壓：24 kV

定子電流：2773.5 A

變壓器額定電壓：110/24 kV

汽輪機本體由高壓、中壓、低壓三個汽缸構成，鍋爐主蒸汽進入汽輪機高壓缸做功后經中間再熱送入中壓缸和低壓缸繼續做功，低壓缸排汽經空冷系統凝結，凝結水送入汽輪機回熱系統加熱后回到鍋爐。汽輪機回熱系統由三臺高壓加熱器、四臺低壓加熱器和除氧器構成，汽輪機分七段抽汽向回熱系統提供熱源。該機組的原則性熱力系統及THA工況的熱力平衡見圖4.1，典型運行工況的熱力參數見表4.1

圖4.1原則性熱力系統及THA工況的熱力平衡圖

表4.1典型運行工況的熱力參數

4.3 除氧器設備概況

該機組配備一臺臥式除氧器，其加熱汽源來至中壓缸三（C）段抽汽，在THA工況下，其主要運行參數如下：

抽汽壓力：1.1172 MPa

抽汽溫度：376.3 ℃

抽汽量：44.2 t/h

進口水溫：148.7 ℃

進口水焓：627.5 kJ/kg

進口水量：771.6 t/h

進口上級疏水溫度：194 ℃

進口上級疏水焓：829.4 kJ/kg

進口上級疏水量：108.2 t/h

出口水溫：182.5 ℃

出口水量：924 t/h

出口水焓：774.8 kJ/kg

4.4 除氧器汽源替代方案

如圖4.2所示，在廠變與關口表之間“T”接一路電源，直接送入固體電蓄熱裝置。在電網低谷調峰期間，固體電蓄熱裝置將機組最低負荷運行時所發電量全部或部分轉變為熱能儲存下來，以實現機組上網功率在原來50%負荷的基礎上降到更低的深度調峰目標。

從4號低加出口引出一路給水經減壓閥減壓后送入電蓄熱裝置所配備的風水換熱器，將所儲存熱量轉變為蒸汽。風水換熱器出口蒸汽通過流量分配閥門與C段抽汽管道相連，用以替代（或部分替代）汽輪機中壓缸C段抽汽向除氧器提供熱源。

圖4.2除氧器汽源替代系統示意圖

由汽輪機抽汽作為除氧器汽源時，抽汽壓力是隨著機組負荷變化的，為避免自沸騰及節流損失，一般情況下，除氧器都采用滑壓運行方式。由固體電蓄熱裝置向除氧器提供的汽源則可以可以保持穩定的蒸汽參數。因此，除氧器可以采用定壓運行方式，既可以避免自沸騰和節流損失，低負荷時，也不必切換汽源。

4.5 系統能量平衡分析

4.5.1 機組深度調峰時的日負荷分配

為便于研究，根據我國310MW機組目前的總體運行水平，假定研究對象的負荷率為75%、機組最小運行負荷為50%、廠用電率為5.5%、低負荷調峰時長為6小時，將機組發電機出口發電功率按以下方式分配：

0-5時：155MW

5-23時：310MW

23-24時：155MW

4.5.2 除氧器熱能需求分析

表4.2給出的是除氧器在THA工況和50%THA工況運行時對電蓄熱裝置的熱能需求的分析結果。

表4.2除氧器對電蓄熱裝置的熱需求

4.5.3 系統調峰時段電熱平衡分析

表4.3給出的是調峰時段機組以155MW負荷運行時的熱電平衡計算結果，由此可以看出，如果調峰時段發電機出口發電功率為155MW，扣除廠用電關口表前的發電功率為146.5MW，如果將其中的121.5MW轉換為熱能，可將調峰期間上網功率降至25MW（8%），同時存儲2492.7GJ熱量，供除氧器全天使用。

表4.3除氧器熱平衡計算結果

05 結論

1）用固體電蓄熱裝置所儲存的熱量替代汽輪機抽汽向除氧器提供熱源的技術方案，從根本上突破了外部熱負荷對固體電蓄熱裝置用電功率的制約，從而可以使熱電機組在非供熱季節仍然具有深度調峰的能力，同時也降低了機組的發電熱耗。

2）如果除氧器采用定壓運行方式，可以避免節流損失，低負荷時，也不必切換汽源。

3）用固體電蓄熱裝置所儲存的熱量不僅可以向除氧器提供熱源，還可以向中低壓缸、低壓加熱器、汽動給水泵、廠用其他熱力設備提供熱源。因此，熱電機組配備固體電蓄熱裝置后，即使在非供熱季節，仍然可以發揮其深度調峰作用。