電力市場環境中電蓄熱供暖接入系統設計研究

王宇衛 高楊楊

上海電力設計院有限公司

0 引言

目前，我國北方地區取暖使用能源以燃煤為主，燃煤取暖面積約占總取暖面積的83%，天然氣、電、地熱能、生物質能、太陽能、工業余熱等合計約占17%。取暖用煤年消耗約4 億tce，其中散燒煤（含低效小鍋爐用煤）約2 億tce，主要分布在農村地區。北方地區供熱平均綜合能耗約22 tce/m2，其中，城鎮約19 tce/m2，農村約27 tce/m2。

在北方城鎮地區，主要通過熱電聯產、大型區域鍋爐房等集中供暖設施滿足取暖需求，承擔供暖面積約70 億m2，集中供暖尚未覆蓋的區域以燃煤小鍋爐、天然氣、電、可再生能源等分散供暖作為補充。城鄉接合部、農村等地區則多數為分散供暖，大量使用柴灶、火炕、爐子或土暖氣等供暖，少部分采用天然氣、電、可再生能源供暖。

2017年12月，國家發改委、國家能源局等十部委發布了北方地區冬季清潔取暖規劃（2017-2021年）》，重點推廣“煤改氣”和“煤改電”。2017 年9月，國家發改委印發《關于北方地區清潔供暖價格政策的意見》，制定了“煤改氣”“煤改電”的具體價格支持政策。意見指出，對“煤改電”的地區適當擴大峰谷時段價差，在采暖季適當延長谷段時間，對適宜“煤改氣”的地區降低清潔供暖的用氣成本，重點支持農村“煤改氣”。

“煤改氣”得到了大力推行后，效果并不理想還產生了不少問題，主要原因在于天然氣氣源緊張。2017年，突進的“煤改氣”工程導致了整個華北地區冬季出現天然氣“氣荒”，氣源緊張、配套資金落實不到位、基礎設施不完善等問題使居民采暖得不到及時的保障。2018 年河北省也發布了天然氣供氣橙色預警，環保部發出特急通知、北京發出特急通知啟動燃煤機組供暖、住建部發布緊急通知加快解決供暖突出問題。另外，天然氣需求的超常增長打破了供需平衡，使天然氣價格上漲，導致居民取暖燃氣費用負擔較大。天然氣屬于化石能源，非可再生能源，天然氣的燃燒也會排放NOx。此外，“煤改氣”還存在泄漏和爆炸等安全隱患。

2019年6月，國家能源局綜合司就“煤改氣”和“煤改電”過程中遇到的相關問題發布了《關于解決“煤改氣”“煤改電”等清潔供暖推進過程中有關問題的通知》，主要對在“煤改氣”工程中落實天然氣供應做出了要求，被業界看作是緊急叫停“煤改氣”，大力推廣“煤改電”。

基于目前清潔供暖的現狀、面臨的問題以及未來的發展趨勢，本研究主要將研究重點放在電供暖技術上，首先，對各類型電蓄熱系統電氣原理進行分析，并對電蓄熱技術路線進行分析研究；其次，對不同電壓等級下電網接入電蓄熱系統規模能力分析；最后，根據電蓄熱接入系統方案進行對比分析，對將來可能涉及的改造、新建以及不同應用場景下的電蓄熱項目，在接入系統方式難以確定時，為項目儲備一套設計比選方法，從而合理、經濟地選擇接入方式，為電蓄熱供暖項目接入系統提供依據。

1 電蓄熱供暖系統電氣原理分析

1.1 電極鍋爐+水蓄熱系統電氣原理分析

電極鍋爐的電極系統包括三相電極、中性點不接地電極和保護盾。電極安裝在絕緣體上和爐體隔離，保護盾由電動執行器控制，可以調節鍋爐的負荷量。負荷調節范圍為從5%～100%。電極鍋爐本體安裝在絕緣體上，這種安裝方式具有高電阻率。電壓在10 kV 時，電阻為1.5～2.5 Ω。鍋爐的進、出水管，電動執行器和其他與鍋爐連接的配件都配有絕緣體。控制進出水流的低導電率，保證運行的絕對安全性。主要供電原理如下圖：

從技術特點來看，電極鍋爐應用范圍廣，單機功率大，10～20 MW都有成熟機型的應用案例。從目前運行的項目來看，電極鍋爐+水蓄熱裝置主要分布于新疆、甘肅、青海等較為偏遠的北方地區。這是因為電極鍋爐本體體積不大，但是作為蓄熱裝置的蓄水罐體積較大，由于斜溫層的影響，一般而言蓄水罐的直徑不會太大，蓄水罐的體積主要體現在高度上，考慮到區域內建筑風格和建筑高度的規劃，電極鍋爐+水蓄熱裝置不太適合在人口和建筑密集的區域露天建設。

圖1 電極鍋爐+水蓄熱供暖技術電氣原理圖

圖2 電極鍋爐+水蓄熱供暖系統圖

1.2 固體模塊電蓄熱系統電氣原理分析

與電極鍋爐+熱水蓄熱技術不同，固體蓄熱式電加熱裝置的電加熱裝置與蓄熱裝置一體化，主要由電加熱元件、高溫蓄熱磚、換熱器以及熱控系統組成，通過電加熱元件將蓄熱磚（鎂磚）加熱到650 ℃以上，通過可變頻風機驅動空氣在風道內循環，經過高溫蓄熱磚時產生高溫空氣，高溫空氣通過換熱器將熱量交換到水循環系統，主要供電原理如下圖：

大模塊固體蓄熱式電加熱裝置從5 MW 到90 MW有多種型號，主要用于電廠靈活性改造和集中電供暖，5～10 MW 采用10 kV 電壓進線、10～50 MW采用33kV電壓進線、50MW以上采用66 kV電壓進線。從目前運行的項目來看，張家口、大同、長春等地具有典型借鑒意義。大模塊固體蓄熱式電加熱裝置應用較多、技術成熟，用于集中供熱時，模塊數量少，占地面積較小。

圖3 固體模塊電蓄熱電氣原理示意圖

1.3 電極鍋爐+低溫相變系統電氣原理分析

電極鍋爐+低溫相變蓄熱裝置與電極鍋爐+熱水蓄熱裝置類似，其原理是利用電極鍋爐產生的熱水加熱儲熱介質使其產生從固態到液態的相變，在該過程中吸收并儲存大量的潛熱。電極鍋爐+低溫相變蓄熱裝置是近年來興起的電蓄熱方面的新技術，利用蓄熱介質的相變儲存能量，縮小了蓄熱介質的體積。但是，目前的應用案例仍然較少，技術成熟度有待進一步驗證。此外，電極鍋爐+低溫相變蓄熱裝置在運行過程中通過電極鍋爐加熱水后，再通過水和低溫相變介質換熱，主輔設備較多，增加了占地面積和運維成本。其原理如下圖所示：

圖4 電極鍋爐+低溫相變系統電氣原理示意圖

1.4 高溫相變蓄熱系統電氣原理分析

高溫相變蓄熱式電加熱裝置與固體蓄熱式電加熱裝置相似，電加熱裝置與蓄熱裝置一體化。通過電加熱元件加熱高溫無機復合相變磚，其中的鈉鹽體系發生從固態到液態的相變，蓄熱溫度最高可達750 ℃。通過可變頻風機驅動空氣在風道內循環，經過高溫無機復合相變磚時，產生高溫空氣并通過換熱器將熱量交換到水循環系統。

圖5 高溫相變蓄熱系統電氣原理示意圖

高溫相變蓄熱式電加熱裝置也是近年來興起的電蓄熱方面的新技術，但目前未見大型應用案例的相關報道，僅有蘇州同里高溫相變儲熱冷熱聯供示范項目。從項目運行情況來看，運行良好，平均儲熱密度約為普通固體儲熱材料的1.8 倍，性能達到國際領先水平。

1.5 電蓄熱技術供暖技術路線指標

通過對以上電蓄熱系統電氣原理分析，總結各類電蓄熱集中供暖技術指標如表1：

2 不同電壓等級電網接入電蓄熱系統規模能力分析

根據目前國內各類運行電蓄熱項目的實際案例，結合常規電氣設備廠家及相關電氣參數信息，110 kV 電壓等級及以下電壓等級，由于受開關設備、變壓器等主要設備產品設計參數的影響，決定了相應電壓等級接入電蓄熱規模能力，各類型電蓄熱和應用場景總結如表2。

3 電蓄熱系統規模能力分析

電蓄熱系統作為重要的用電負荷，應用于工業和居民領域的重要性不同。在工業領域應用時，負荷供電中斷嚴重情況下設備故障可能引起較大的經濟損失。結合電蓄熱系統供熱用途的不同可將其定性為II 級和III 級負荷，根據電蓄熱系統負荷等級設計選擇高供電可靠的電氣主接線形式，按照供電備用的方案不同，將其分為n 供1 備、單母線分段、n供n-1備三種主要形式。

根據上節各類型電蓄熱項目實際接入容量，對能源站幾種典型方案進行對比分析。

表1 各電蓄熱集中供暖技術指標

表2 110 kV及以下電壓等級接入電蓄熱系統的規模能力表

3.1 n供1備典型主接線設計方案

根據能源站電鍋爐數量多、容量大的負荷特點，同時從供電可靠，備用合理，經濟性等角度考慮，提出能源站n供1備的接線模式。通常情況下，一段母線下負荷由該段母線進線提供電源。該模式設置一回旁路，處于熱備用狀態。當發生故障使該段母線失去電源時，旁路斷路器動作，將該段母線電源切換到旁路，由旁路為該段母線繼續供電，以此保證供電的可靠性。

針對電蓄熱系統單體5 MW 單元，電氣主接線如圖6 所示，該接線形式備用回路由單獨供電電源通過旁路方式接入各饋線母線，減少了備用回路，較為經濟。

圖6 5 MW以下單元n供1備電氣主接線圖

當5 MW 單元數量小于等于2 個時，電氣主接線將簡化為單母線分段接線，如圖7所示，該接線形式通過母聯開關實現兩個供電回路的互為備用，不增加額外供電備用回路。

圖7 5 MW以下單元單母線分段電氣主接線圖

針對5～10 MW單元，電氣主接線如圖8所示，該接線形式與圖6 相似，主要差別在于受本電壓等級供電能力限制，一個饋線母線接1路饋出。

圖8 5～10 MW單元n供1備電氣主接線圖

針對10～20 MW 單元，電氣主接線如圖9 所示，該接線形式每回饋線有2路備用，具有高可靠性的特點，但造價成本較高，可用于對供電可靠性要求極高的場景。

圖9 10～20 MW單元n供1備電氣主接線圖

當10～20 MW單元數量只有1個時，電氣主接線將簡化為單母線分段接線，如圖10 所示，該接線形式主要用于單個供電電源容量不夠，需要多路供電才能滿足電蓄熱系統的場景。

圖10 10～20 MW單元單母線分段電氣主接線圖

3.2 單母線分段主接線設計方案

單母線分段接線每段母線均由該段母線進線提供電源，分段斷路器處于分位。當發生故障使該段母線失去電源時，分段斷路器動作，將該段母線電源切換到另一段正常供電的母線，由另一段母線為該段母線繼續供電，以此保證供電的可靠性。該種方式要求站內所有母線設備和進線都具備正常運行時2倍的供電能力。

針對5 MW 單元，電氣主接線如圖11 所示，該接線形式適用于分布式供熱系統，電蓄熱系統由多個相互獨立的供熱站組成，單個容量在5～10 MW 之間，供電形式屬于輻射+分段方案。

圖11 5 MW以下單元單母線分段電氣主接線圖（一）

當每段母線5 MW 單元數量為2 個時，電氣主接線將如圖12所示，該接線形式與圖8沒有本質差別，主要是根據分布的電蓄熱系統單元規模，單母線分段的供電回路相對較多。

圖12 5 MW以下單元單母線分段電氣主接線圖（二）

針對5～10 MW 單元，電氣主接線如圖13 所示，相比較圖11和圖12兩個接線形式，本接線形式適用于電源接入端單體供電能力不足，需要多個供電段匯集供電的應用場景。

圖13 5～10 MW以下單元單母線分段電氣主接線圖

針對10～20 MW 單元，電氣主接線如圖14 所示，該接線形式同時滿足了單體供電不足和供電回路備用的應用要求。

圖14 10～20 MW單元單母線分段電氣主接線圖

3.3 n供n-1備主接線設計方案

對于可靠性要求非常高的情況下，可采用n 供n-1 備的電氣主接線模式。通常情況下，每段母線均由該段母線進線提供電源，旁路斷路器處于分位。當發生故障使該段母線失去電源時，旁路斷路器動作，將該段母線電源切換到旁路母線，由旁路為該段母線繼續供電，以此保證供電的可靠性。

針對5 MW 單元，電氣主接線如圖15 所示，該接線形式通過各供電單元之間的相互備用，實現了n供n-1的備用目的，即使某供電母線停電檢修，剩余部分供電單元仍能保證有（n-1）/2 的備用數量，可靠性極高。

圖15 5 MW以下單元n供n-1備電氣主接線圖

針對5～10 MW 單元，電氣主接線如圖16 所示，與圖14方案本質相同。

圖16 5～10 MW以下單元n供n-1備電氣主接線圖

針對10～20 MW 單元，電氣主接線如圖17 所示，與圖15和圖16本質相同，主要用于單個供電端供電能力不足的場景。

圖17 10～20 MW單元n供n-1備電氣主接線圖

3.4 方案比較

從較為關鍵的主接線形式、保護配置、設備投資、日常運行等四個方面比較，上述三種方案其主要差異如表3所示。

4 結論

從表3可以看出，主接線方面，n供n-1備可靠性最高，但三個方案都能滿足n-1 要求；保護配置方面，單母線分段配置最為簡單，單母線分段和n供n-1 備保護動作后均可迅速自動恢復供電，而n 供1 備保護動作后存在旁路斷路器聯閉鎖回路解鎖過程，恢復供電時間較慢；投資方面，n 供1 備投資最少，當采用5 MW 以上單元時，單母線分段接線方案進線斷路器和進線線路數量約為n 供1備方案的2 倍，n 供n-1 備約為n 供1 備方案的3倍；運行方面，三個方案可實現自動化運行，但n供n-1 備方案聯閉鎖系統復雜，實現自動化難度較大。

表3 三種方案對比分析表

總體來看，n 供1 備在設備投資方面存在極大優勢，同時也能滿足n-1 的可靠性要求，但發生故障時，由于無法及時切換到旁路，存在秒級短時失電的情況。單母線分段在系統保護配置方面和運行方面技術最為成熟，可靠性非常高，但設備投資較大，約為n供1備的2倍。n供n-1備系統可靠性最高，但保護配置復雜、自動化實現難度大，設備投資也非常大，約為n供1備的3倍。

綜上所述，當能源站裝機容量不大于20 MW時可采用n 供1 備或單母線分段方案；當能源站裝機容量大于20 MW時建議采用n供1備的方案；當能源站需要滿足任意數量電源同時失電時仍可保障供電，可靠性要求非常高的情況下，可采用n供n-1備方案。