华能长春热电厂固体电蓄热方案
4．华能长春热电厂固体电蓄热方案
1）项目概况
华能长春热电厂新建工程位于长春市以北，距长春市中心约18km，位于合隆镇东南，距合隆镇中心约4km。厂址西北角距合隆镇前新立屯约200m，西南距聂家屯约200m，距华正集团约650m。该厂址的东侧为长白铁路线，西侧为302国道。华能长春热电厂规划总装机容量为1400MW机组，设计供热面积2400万平方米，其中一期建设规模为2×350MW燃煤发电供热机组，设计供热面积1200万平方米，主要为铁北地区及长春西北部长农公路及长白公路出口周边组团供热。本改造项目新增蓄热能力为320MW（90MW+70MW+90MW+70MW）的电蓄热炉及其配套的土建、热水管道、配电及控制等辅助工程，用于电网调峰消纳清洁能源，同时增加电厂的供热能力。
本工程采用高电压固体电蓄热设备，它是一种利用电作为动力的新型技术设备。“高电压固体电蓄热设备”是利用低谷电或弃风电采取固体储热方式的一种大功率新型热源。该设备可以直接在66kV电压等级下工作。设备可以全部消纳弃风电，实现了大规模和超大规模城市区域24小时连续供热能力，可以完全替代目前广泛使用的燃煤、燃气、燃油锅炉，使用过程中没有任何废气、废水、废渣产生，实现了二氧化碳零排放，是供热领域环保升级换代产品。目前，高电压固体电蓄热设备已在各地多个项目供暖使用，效果良好。特别是该设备可以大量消纳弃风电供暖，引起国家科研机关及电力企业的极大兴趣和关注。
发助手我国“十二五”期间的节能减排任务十分繁重。因此，在城市供暖建设中推广应用“高电压固体电蓄热炉”，对改善我国的大气环境，解决雾霾污染，提高可再生能源利用率，提升我国的环保形象有着重要的现实意义。高电压固体电蓄热设备2010年通过了辽宁省科技成果鉴定，达到国内领先水平，目前已获得4项国家发明专利，40项实用新型专利并已经申报了国际专利。2011年度获沈阳市科技进步二等奖。2012年列入沈阳市重点节能产品目录。
2）技术原理
高电压固体电蓄热设备组成：高压电发热体；高温蓄能体；高温热交换器；热输出控制器；耐高温保温外壳和自动控制系统等组成。工作原理是：在预设的电网低谷时间段或风力发电的弃风电时段，自动控制系统接通高压开关，高压电网为高压电发热体供电，高压电发热体将电能转换为热能同时被高温蓄能体不断吸收，当高温蓄热体的温度达到设定的上限温度或电网低谷时段结束或风力发电弃风电时段结束时，自动控制系统切断高压开关，高压电网停止供电，高压电发热体停止工作。高温蓄热体通过热输出控制器与高温热交换器连接，高温热交换器将高温蓄热体储存的高温热能转换为热水、热风或蒸汽输出。电力工程与管理
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附图19 工作原理图
附图20 系统图
大功率发热技术：经过多次技术攻关，将高压电直接引入发热体，解决了超大功率供热的难题。高密度热存储技术：自主研发了能耐摄氏1500℃以上高温的高密度、高热容蓄λ热材料，并制成高温蓄热体。这种高温蓄热体采用合理配比的无机盐合成材料加工成形，经高温烧结定性、定型；具有体积小、热容量大、储热能力强、性能稳定、热量释放稳定等优点。水电分离技术：采用了独创的水电分离技术，高温蓄热体与热水输出的装置之λ间没有直接关联，由于供电加热电路与蓄热体不是一体式，而是相互分离的，这种分离就充分保证了设备在各种场合的安全运行，解决了高压绝缘问题。此外电热储能技术在试制过程中还陆续解决了可变功率输出、高压自动控制、λ安全保护等技术难题。围棋有多少交叉点
附图21 热电厂配置储能示意图
医疗广告策划附图21为各种能源形式运行上网的示意图，各电厂均发电通过电网向用户输送，在电负荷和热负荷一
定的情况下，各种能源方式根据需要，通过电网调度进行分配，如果燃煤电厂上网电量大，势必要减少风电、光电的上网电量。从图中可以看出，光电、风电、纯凝电厂没有自主调节能力，由于电无法直接储存，只能上网，因此当电负荷发生变化时，这几类电厂只能调整发电量；而供热电厂由于输出的有热能和电能两种形式，如果增加储能设施，可以将多余的热能通过储能设施转变成热能储存起来。因此供热电厂在用电低谷时，可以通过减少上网电量，增加光电、风电的上网电量，变相的通过储能设施增加了光电、风电的上网电量，以达到电网深度调峰的目的。
蓄热对电厂发电量的影响本项目新建320MW的固体蓄热电锅炉，利用峰谷电通过固体电蓄热炉将电能转换为热能用于城市供热，按照供暖期调峰天数150天考虑（供暖天数167天，综合考虑不需要调峰的情况），每天蓄热7小时考虑，可实现机组54%运行时上网电量为0，发电机发电量为324MW（包括电锅炉用电+厂用电），因此年最大调峰电量为340200MWh，由于调峰电量不占用电厂的上网负荷，因此电厂可增加上网电量336000MWh。
蓄热对电厂供热能力的影响本项目蓄热能力为320MW，每天蓄热7小时，可24小时放热，并考虑95%的设备效率，按照负荷平均计算的方法，固体蓄热电锅炉的供热能力为88.7MW。由于蓄热锅炉采用的电能，不减少采暖抽汽，因此在采暖抽汽供热能力不变的情况可增大电厂的供热能力88.7MW。按照52.04W/m2热负荷指标计算，增加供热面积170万m2。
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蓄热设备的选择依据：1）按照《东北电力调峰辅助服务市场监管办法》中火电厂的调峰幅度的补贴办法，以最大程度的满足调峰要求为依据；2）根据吉林省电网调度中心的考核办法，调峰电量以发电机的出口发电量为准；3）考虑综合厂用电负荷（调峰电量扣除综合厂用电量为蓄热设备调峰电量）；4）考虑故障一台主机、炉故障的情况下蓄热设备达到最大调峰能力。按照以上选择依据，本项目总蓄热能力为320MW，选择4组电蓄热炉，单台容量分别
为90MW、70MW、90MW、70MW，蓄热时间按照7小时、放热时间24小时考虑，本项目采用蓄热能力320MW的固体电蓄热炉消纳清洁能源，每年可用于供热电量为374080MWh，如果转换成热能，并考虑95%的转换效率，项目每年可增加供热1279354GJ，折合替代散烧煤62438t（其中考虑散烧煤小燃煤炉效率为70%，标煤热值为29271kJ/kg）。固体电蓄热炉作为一个蓄热设备串联到热网水系统中，没有系统泄漏，因此没有水的消耗。固体电蓄热炉设备包括风机等用电设备，需要消耗约5%的电能，约为18704MWh/a。
3）投资及收益
本工程投资估算静态价格水平年为2016年第一季度，本工程静态投资为35510万元，动态投资为35681万元。项目投资内部收益率（所得税前）23.95%，项目投资回收期（所得税前）5.13年，项目投资回收期（所得税后）5.49年。按照项目方与电厂拟定的利益分配原则：项目投产后，项目公司每
使用一度电，需向电厂缴纳电费（含税）为0.25元/kWh。电厂向项目公司支付热费（折电费计算）为0.10元/kWh；项目投产后，项目公司设备交由电厂托管。从电网挣取的调峰辅助服务费用，在扣除上述成本后，按实际所得的调峰辅助服务费作为总额，项目公司将其总额为15%（含税）的费用，支付给电厂。在项目交由电厂托管后，电厂每年可以从项目公司取得可观的经济效益，实现甲乙双方利益共赢。

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