孙萌萌，王 雷

（沈阳工程学院a.研究生院；b.国际教育学院，辽宁 沈阳 110136）

近年来，东北地区电力系统出现较严重的供大于求的局面，煤电行业利用小时数逐年下降，但装机规模却逐年增长，电力消纳及系统存在调峰困难。调峰困难是东北电力系统面临的首要问题，供热期调峰缺口已经常态化存在，给调度运行带来巨大压力。东北能源监管局对市场规则做了进一步调整，鼓励供热电厂（也可引进第三方）投资建设储能调峰设施，同等条件下优先调用其调峰资源，并在深度调峰交易中抵减机组发电出力。

某电厂为了提升电力消纳空间，采用电极锅炉蓄能调峰，在解决部分地区采暖问题的同时，消纳电厂供暖期中期的出力。此种蓄能调峰［1-3］方法在采暖期间具有较强的移峰填谷能力，其推广应用必将成为新的电力需求侧管理资源，大幅度降低运行费用，且对于缓解冬季电网峰谷差具有重要意义。

1 采用电极锅炉蓄能的调峰原理

1.1 电极锅炉设备简介

电极式热水锅炉系统主要由电极式锅炉、循环水泵、定压补水设备以及换热器等设备组成［4-5］。电极式热水锅炉利用插入水中的电极对水进行直接加热，是将电能转化成热能并将热能传递给介质的能量转换装置。电流通过电极与水接触产生热量，使介质（水）由低温升至高温，再由循环水泵送到热用户，释放能量，介质（水）再由高温降至低温，返回电极锅炉，如此往复保持热量平衡。

1.2 调峰原理

电极锅炉自身并不具备蓄热能力，通常配置热水储热系统作为其蓄热装置。电极锅炉系统产生的热量能够以热网循环水的形式存储在热水储热罐中，并在热网有需要时对外放出［6］。电极锅炉所用电能来自机组发电。由于电极锅炉消耗了部分电量，因此机组在供热期间的实际发电负荷可以不用降至过低；在机组保持较高发电负荷的同时，采暖抽汽供热能力不至于降至过低，加上电极锅炉补充的部分热量，仍然能够满足热网热负荷的需求，从而实现机组的深度调峰热电解耦［7］。

2 增设电极锅炉后的供热系统改造

某厂原采暖供热系统热力网采用高温热水作为供热介质，系统为“三环制”间接连接方案。电厂内设置热网首站，用蒸汽加热热网水的汽水换热器设在热网首站内，该换热器采用一级换热方式。热水网由二环网和三环网两部分组成，二环网为高温水系统，三环网为低温水系统，两部分管网通过在厂外的各个热力站连接起来。热水网主干由电厂内热网首站引出，供水最高温度为115℃，回水温度为55℃，二环热水网接至供热区域内各个热力站，利用热力站中的水-水换热器加热三环热水网。三环热水网与各个热用户相连（供水最高温度为75℃，回水温度为50℃）。增设电极锅炉装置与原有热网首站系统并联，即一路二环热水网55℃的回水先进入电极锅炉，加热至115℃后向市区供热。当电极锅炉故障或不用时，可以与原系统断开。采暖供热系统如图1所示。

图1 采暖供热系统

3 电极锅炉台数选择计算与经济性分析

3.1 计算背景简介

该厂采暖期时有3台机组参与供热，其中8#、9#机为300 MW抽凝式机组，在供热期最大采暖抽汽工况下，锅炉最低稳燃负荷对应电负荷约为120 MW，查300 MW机组汽轮机热平衡图，此时供热抽汽约为210 t/h，供热量为522 GJ/h。6#机组为210 MW光轴改造机组，根据机组改造后的性能试验，最低稳燃负荷为90 MW，此时中排抽汽流量为308 t/h，供热量为755 GJ/h。热用户端供热中期平均供热量需求为3 300 GJ/h，需要供热能力为917 MW，极寒天气（45 d）供热量为3 491 GJ/h，需要供热能力为970 MW。

根据国家相关政策，机组锅炉稳燃负荷最低时若满足采暖期要求则不需要调峰且获得补偿最多。所以，为了获得较大的调峰补偿收益，该厂采用增设电极锅炉装置与原有热网首站系统并联调峰方式，8#、9#机组保持在最低稳燃的40%负荷工况参与供热，仅用6#机组与电极锅炉配合进行并联，参与调峰。6#机组调峰过程相关参数如表1所示。

表1 6#机组不同负荷工况下基本参数

续表

3.2 电极锅炉台数选择计算

3.2.1 计算条件

根据电极锅炉设备的调峰原理，为了满足热负荷增加的需要，必须增加机组负荷，增大抽汽参数，但同时增加了发电量和调峰的困难程度。而电极锅炉的个数决定着电量的消耗能力和热网热量的大小：个数少，会使电量消耗能力下降，热网热量供应不足；个数太多，会使机组负荷过高，调峰补偿收益减少。

整个电厂的供热机组合计供热量Qh为

参与供热的每台机组的抽汽供热量Qi为

式中，Gi为热网循环水流量；h1为饱和水焓值；h2为供热蒸汽焓值。

参与供热的电极锅炉的供热量Qd为

式中，Pd为参与供热的单台电极锅炉耗电量。

满足最大供热量的电极锅炉台数n1为

式中，Q0是热用户所需的供热量。

供热机组合计发电量Ph为

式中，Pax为厂用电量。

由发电量得到的锅炉台数n2为

因此，为了满足Qh＞Q0、Ph最小（获得补偿最多）的情况，需计算min( )n1,n2。

3.2.2 计算实例

1） 最低稳燃负荷工况

当锅炉稳燃负荷最低时，若满足采暖期要求则不需要调峰且获得补偿最多，即min( )n1,n2。在3台机组最低稳燃负荷下，3台供热机组合计供热量为

3台机组电负荷为

按照厂用电率为18%考虑，厂用电负荷为60 MW，电极锅炉匹配的容量为

电极锅炉供热量为

3台机组与电极锅炉的总供热量为

采暖中期的供热量为Q0=3 300 GJ/h，且Qh＜Q0，不能满足采暖期需求，故对机组进行调峰。8#和9#机最低稳燃发电负荷是120 MW，采暖期负荷率为40%，当负荷率不大于40%时获得国家补偿最多，收入最高。因此，采用6#机与电极锅炉配合进行调峰。

2） 不同工况下电极锅炉台数计算

以6#机组调峰到71.4%的负荷工况的计算过程为例。保持8#和9#机组最低稳燃负荷为120 MW不变，每台机组供热量为522 GJ/h，由表1数据和公式（2）算得6#机组的供热量为

Qd=466.66×( )2 880.9-475.375/1000

=1 122.562 GJ/h

三台机组的供热量为

此时电厂总供电负荷为

考虑厂用电率为18%，厂用电负荷为

390.072 ×0.18=70.204 MW

电极锅炉用电负荷为

则电极锅炉匹配容量是320 MW，供热量为

此时，电厂的总供热量为3台机组的供热能力和电极锅炉供热能力之和，即

供热中期的供热量为Q0=3 300 GJ/h，Qh＞Q0，满足供热中期的要求。所以

最终确定电极锅炉数量为8台。

其他工况下，电极锅炉台数及供热量计算结果如表2所示。

表2 6#机不同负荷工况下基本参数

3.3 计算结果分析

当6#机组把负荷提高到150.027 MW，采暖期负荷率为71.4%时，该厂的8#和9#机组发电负荷是120 MW，采暖期负荷率为40%。根据东北电力补贴报价范围，热电联产机组在采暖期负荷率不大于40%时，能够获得0.4元/（kW·h）～1元/（kW·h）［1］的收益，且深度调峰负荷越低，收入越高，故6#机组负荷率超过补偿范围，而8#和9#机组负荷率在补偿范围内。总体来看，3台机组不仅能获得补偿，同时也满足采暖期供热要求。因此，可以确定电极锅炉的装机容量为320 MW。

4 结论

1）该厂采暖期只运行8#、9#和6#机组，同时增加电极锅炉蓄能设备后，对8#和9#机组不进行调峰，只对6#机组进行调峰，既能满足采暖期的供热要求，又能使该厂的经济收益最大化。

2）该厂最终确定采用8台40 MW电极锅炉，同时确定6#、8#和9#这3台机组的发电负荷率分别为71.4%、40%和40%，在此负荷工况下，3台机组的供热量总和为2 166.562 GJ/h，电极锅炉的供热量总和为1 151.363 GJ/h，该厂总供热量为3 317.925 GJ/h，大于采暖中期的供热量（3 300 GJ/h），可以满足采暖期的基本要求。