热电解耦调峰系统的制作方法

本发明涉及利用管网储能和电网深度调峰领域，尤其涉及冬季热电厂利用电锅炉和热泵通过管网蓄热来实现电负荷深度调峰领域。

背景技术：

在中国三北地区电力市场容量富裕，燃机、抽水蓄能等可调峰电源稀缺，电网调峰与火电机组灵活性之间矛盾突出，电网消纳风电、光电及核电等新能源的能力不足，弃风弃光现象严重。为了解决这些问题，东北电监局出台了东北电力辅助服务交易规则，随着这一政策的实施，越来越多的热电厂通过火电灵活性技术实现了冬季的热电解耦和深度调峰。其中，通过电锅炉蓄热系统来调峰，成为众多解决方案中对机组运行影响最小的一种调峰和热电解耦方式。

另外，北方城市很多热电厂均上了吸收式或压缩式热泵进行循环水余热利用增加冬季供热的相关工程项目。而电锅炉、循环水余热利用热泵和热电厂的供热抽汽共同组成了热力管网的热源系统。

现有技术利用土壤源蓄冷蓄热系统装置参与调峰，如申请号为201620107121.0的中国专利，提供了一种用于热电厂热调峰用的土壤源蓄冷蓄热系统装置，包括除传统热电厂发电及供热必备装置外，还包括地埋管换热器，溴化锂吸收式热泵机组，闭式冷却塔。该现有技术中，夏季时先利用地下冷量降低冷却塔循环水的温度，后期利用冷却塔循环水对土壤进行蓄热；冬季时利用溴化锂吸收式热泵机组提取蓄存的热量，为城市集中供热提供热量，后期利用闭式冷却塔进行蓄冷。该现有技术虽结合了土壤源蓄冷蓄热以及吸收式热泵吸热放热，但是所使用的蓄热装置无法满足功率范围可调节的实际需求，而且成本较高，存在系统的储热能力差和调峰能力低的问题。又如申请号cn201320413060.7的中国专利，提供了一种带地源热泵、水蓄能及热回收的复合型冷热源系统，包括蓄能型地源热泵机组、供冷/供热地源热泵机组、热回收型地源热泵机组、蓄冷蓄热水池、消防水池、地源水换热器、蓄能水池换热器、蓄冷水泵、放冷水泵、冷冻水泵、冷却水泵、调峰水泵、生活热水泵、潜水泵、取水井、回灌井、分水器、集水器和生活热水储热罐。该专利虽将地源热泵技术、水蓄能技术及热泵热回收技术进行了集成，但是供冷、供热的用户群局限于小区内部，无法满足大面积供热、蓄热的需求。

技术实现要素：

本发明将管网储能与电锅炉、热泵和供热抽汽三种热源做了结合，实现了热电厂的热电解耦。利用电锅炉和电压缩式热泵消耗发电量，从而减少上网电量，可以实现热电厂调峰，既可有效缓解可再生能源消纳困境，又可以实现供热热水的大体量管网蓄热储能，未来必将拥有广阔的市场发展前景。

为了克服现有技术中存在的问题，本发明所采用的技术方案是：一种热电解耦调峰系统，包括热电厂供热抽汽热网加热系统、供热管网系统，还包括电网及电厂调峰控制平台和热网蓄放热运行管理平台，另外包括循环水余热热泵回收系统、电锅炉加热系统中的至少一种。

优选的是，所述供热管网系统包括一次供热管网、二次供热管网，以及位于一次供热管网和二次供热管网衔接处的热力站。

上述任一方案优选的是，所述一次供热管网与供热抽汽热网加热系统、循环水余热热泵回收系统、电锅炉加热系统通过输水管道连接；所述一次供热管网上设置二次循环泵。

上述任一方案优选的是，所述二次供热管网与用户端连接，所述二次供热管网上设置循环泵。

上述任一方案优选的是，所述电网及电厂调峰控制平台包括电网调度中心和电厂集控中心，电网调度中心根据区域电网内风电光伏的上网需求量以及电网电量使用情况进行实时调度，将调度信号传输给电厂集控中心，电厂集控中心下达电网调峰指令，通过控制电锅炉和循环水余热热泵的运行时间和运行功率，以及调控热网加热器运行以控制供热抽气的抽汽量，将电能转化为热能送入热力管网，从而进行电网调峰。

上述任一方案优选的是，所述热网蓄放热运行管理平台安装在一次供热管网的运营单位的热网集控中心，负责一次供热管网的蓄热量和充放热的控制策略。

上述任一方案优选的是，所述热网蓄放热运行管理平台还可以安装在二次供热管网的运营单位的热网集控中心或小区物业控制中心，负责区域二次供热管网和末端建筑的蓄热量和充放热的控制策略。

上述任一方案优选的是，所述热电厂供热抽汽热网加热系统包括电站锅炉、抽凝汽轮机、凝汽器、热网加热器及其连接管道；所述热网加热器与一次供热管网连接，一次供热管网上设置循环泵。

上述任一方案优选的是，所述循环水余热热泵回收系统的循环水余热来源包括双曲线型的抽凝式热电厂的大型冷却塔，或抽凝热电厂的循环水空冷系统。

上述任一方案优选的是，所述循环水余热热泵回收系统包括蒸汽驱动的吸收式热泵和/或电力驱动的电压缩式热泵。

上述任一方案优选的是，热网加热器供热供水和回水管道上，通过多个三通连接多个分支管道，所述分支管道作为所述吸收式热泵和电压缩式热泵的热网加热水输送管道，分别与吸收式热泵和电压缩式热泵的入水口和出水口连接。

上述任一方案优选的是，所述吸收式热泵和电压缩式热泵的循环水出口和循环水入口分别与冷却塔或循环水空冷系统的循环水管道连接。

上述任一方案优选的是，热电厂中电站锅炉产生的高温蒸汽进入抽凝汽轮机，经过汽轮机供热抽汽一部分输送到热网加热器，对供热循环水进行加热，另一部分作为驱动热源进入吸收式热泵；汽轮机排气进入凝汽器冷凝为凝结水作为循环水，吸收式热泵利用驱动蒸汽对循环水冷源损失的热量进行回收，同时运行消耗电量，或者利用电力作为驱动力，通过电压缩式热泵回收循环水冷源损失的热量。蒸汽驱动吸收式热泵和电压缩式热泵，两种热泵系统可以单独实施或两种热泵系统进行组合，从而一定程度实现热电厂的循环水余热回收和热电解耦及火电灵活性调峰。将循环冷却水余热用于供热（采暖、生活热水等），不仅能够减少电厂冷却水散热造成的水蒸发损失和环境的热污染，而且能够缓解采暖带来燃气和电力资源的紧张局面，另外，还可以降低电厂循环的冷源损失，提高电厂循环热效率。同时，实现能源的梯级利用，节约大量燃料，提高火电厂的能源综合利用率。

上述任一方案优选的是，所述电锅炉加热系统包括高压电极锅炉和/或高压固体蓄热电锅炉。

上述任一方案优选的是，所述高压电极锅炉包括高压电网及接入系统、高压电极接线、电极锅炉本体、板式换热器、电极锅炉循环水泵、温控系统及其连接管道。高压电极锅炉具有可无极调节功率的优势。

上述任一方案优选的是，所述高压固体蓄热电锅炉包括高压电网及接入系统、电阻发热丝或电阻板片、高温蓄热镁砖、高温空气循环风机、高效风水换热器、固体蓄热电锅炉循环水泵、温控系统及其连接管道。高压固体蓄热电锅炉具有高电压、大功率、可蓄热的特点。高压固体蓄热电锅炉有足够大的蓄能系统，可以在夜间等用电低谷的时间段进行储能，而在用电高峰，进行给水加热和供能，这一优点同时解决了全年调峰和风电低谷消纳的问题。

上述任一方案优选的是，高压电通过所述电阻板片发热加热高温蓄热镁砖从而实现蓄热。

上述电锅炉加热系统中可以同时包括一个或多个高压电极锅炉、一个或多个高压固体蓄热电锅炉。两种电锅炉同时应用，可以综合发挥两种电锅炉各自的优点，高压电极锅炉电压变化平滑，对电网冲击小，而高压固体蓄热电锅炉具有蓄热能力大，占地面积小的特点。

上述任一方案优选的是，所述供热管网系统蓄热储能通过夜间整体提升一次供热管网的平均温度来实现，或通过夜间整体提升一次供热管网和二次供热管网的平均温度来实现，或通过夜间整体提升一次供热管网和二次供热管网的平均温度以及末端建筑物蓄热来实现。末端建筑物蓄热指利用用户端建筑物内的热网水系统蓄热。

上述任一方案优选的是，所述供热管网系统的热源来自热电厂供热抽汽热网加热系统，通过汽轮机抽汽蓄热，和/或来自循环水余热热泵回收系统的热泵加热，和/或来自电锅炉加热系统的电锅炉放热，以实现热电厂热电解耦。热电解耦调峰系统

目前北方的很多热电厂均通过建设大型蓄热水罐或固体和相变蓄热材料来实现热电解耦，但这些设施投入成本和施工、场地等要求较高，很多现有热电厂不具有实施条件，但所有热电厂对外供热的前提条件是其必然连接大型集中供热管网，结合上述说明本发明相比于现有技术具有以下优点：

1）通过利用现有集中供热管网（包括一次供热管网、二次供热管网和建筑物内热网水系统）的蓄热成本远远低于大型蓄热水罐、固体蓄热和其他相变储能技术，其安全性也远大于蓄热水罐、固体蓄热和相变储能。

2）冬季，电锅炉蓄电加热和循环水余热利用两个热源是供热系统最佳的应急备用热源，提高供热的可靠性。

3）随着调峰服务费、峰谷电价等政策的逐步落实，特别是未来电力现货市场的建立和负上网电价的出现，必然会促进热电厂的深度调峰需求，未来的市场发展空间将会越来越大。

附图说明

图1为按照本发明的热电解耦调峰系统的调峰控制平台一优选实施例的示意图。

图2为按照本发明的热电解耦调峰系统的一优选实施例的示意图。

图示说明：

1-电站锅炉，2-抽凝汽轮机，3-凝汽器，4-冷却塔，5-热网加热器，6-吸收式热泵，7-电压缩式热泵，8-循环泵，9-电极锅炉，10-固体蓄热电锅炉，11-电动调节阀，12-热力站，13-温度探头，14-二次循环泵，15-电网及电厂调峰控制平台，16-电网调度中心，17-电厂集控中心，18-热网蓄放热运行管理平台，19-热网集控中心，20-热电厂供热抽汽热网加热系统，21-循环水余热热泵回收系统，22-电锅炉加热系统。

具体实施方式

为了更进一步了解本发明的发明内容，下面将结合具体实施例对本发明作更为详细的描述，实施例只对本发明具有示例性作用，而不具有任何限制性的作用；任何本领域技术人员在本发明的基础上作出的非实质性修改，都应属于本发明保护的范围。

实施例1

如图1和图2所示，一种热电解耦调峰系统，包括热电厂供热抽汽热网加热系统20、供热管网系统，还包括电网及电厂调峰控制平台15和热网蓄放热运行管理平台18、循环水余热热泵回收系统21和电锅炉加热系统22。

在本实施例中，所述供热管网系统包括一次供热管网、二次供热管网，以及位于一次供热管网和二次供热管网衔接处的热力站12。

在本实施例中，所述一次供热管网与供热抽汽热网加热系统、循环水余热热泵回收系统21、电锅炉加热系统22通过输水管道连接；所述一次供热管网上设置二次循环泵8。

在本实施例中，所述二次供热管网与用户端连接，所述二次供热管网上设置循环泵8。

在本实施例中，所述电网及电厂调峰控制平台15包括电网调度中心16和电厂集控中心17，电网调度中心16根据区域电网内风电光伏的上网需求量以及电网电量使用情况进行实时调度，将调度信号传输给电厂集控中心17，电厂集控中心17下达电网调峰指令，通过控制电锅炉和循环水余热热泵的运行时间和运行功率，以及调控热网加热器5运行以控制供热抽气的抽汽量，将电能转化为热能送入热力管网，从而进行电网调峰。

在本实施例中，所述热网蓄放热运行管理平台18安装在一次供热管网的运营单位的热网集控中心19，负责一次供热管网的蓄热量和充放热的控制策略。

在本实施例中，所述热网蓄放热运行管理平台18还可以安装在二次供热管网的运营单位的热网集控中心19或小区物业控制中心，负责区域二次供热管网和末端建筑的蓄热量和充放热的控制策略。

在本实施例中，所述热电厂供热抽汽热网加热系统20包括电站锅炉1、抽凝汽轮机2、凝汽器3、热网加热器5及其连接管道；所述热网加热器5与一次供热管网连接，一次供热管网上设置循环泵8。

在本实施例中，所述循环水余热热泵回收系统21的循环水余热来源包括双曲线型的抽凝式热电厂的大型冷却塔4，或抽凝热电厂的循环水空冷系统。

在本实施例中，所述循环水余热热泵回收系统21包括蒸汽驱动的吸收式热泵6和电力驱动的电压缩式热泵7。

在本实施例中，热网加热器5供热供水和回水管道上，通过多个三通分别连接多个分支管道，所述分支管道作为所述吸收式热泵6和电压缩式热泵7的热网加热水输送管道，分别与吸收式热泵6和电压缩式热泵的入水口和出水口连接。

在本实施例中，所述吸收式热泵6和电压缩式热泵7的循环水出口和循环水入口分别与冷却塔4或循环水空冷系统的循环水管道连接。

在本实施例中，热电厂中电站锅炉1产生的高温蒸汽进入抽凝汽轮机2，经过汽轮机供热抽汽一部分输送到热网加热器5，对供热循环水进行加热，另一部分作为驱动热源进入吸收式热泵6；汽轮机排气进入凝汽器3冷凝为凝结水作为循环水，吸收式热泵6利用驱动蒸汽对循环水冷源损失的热量进行回收，同时运行消耗电量，或者利用电力作为驱动力，通过电压缩式热泵7回收循环水冷源损失的热量。蒸汽驱动吸收式热泵6和电压缩式热泵7，两种热泵系统可以单独实施或两种热泵系统进行组合，从而一定程度实现热电厂的循环水余热回收和热电解耦及火电灵活性调峰。将循环冷却水余热用于供热采暖、生活热水等，不仅能够减少电厂冷却水散热造成的水蒸发损失和环境的热污染，而且能够缓解采暖带来燃气和电力资源的紧张局面，另外，还可以降低电厂循环的冷源损失，提高电厂循环热效率。同时，实现能源的梯级利用，节约大量燃料，提高火电厂的能源综合利用率。

在本实施例中，所述电锅炉加热系统22包括高压电极锅炉9和或高压固体蓄热电锅炉10。

在本实施例中，所述高压电极锅炉9包括高压电网及接入系统、高压电极接线、电极锅炉9本体、板式换热器、电极锅炉9循环水泵、温控系统及其连接管道。高压电极锅炉9具有可无极调节功率的优势。

在本实施例中，所述高压固体蓄热电锅炉10包括高压电网及接入系统、电阻发热丝或电阻板片、高温蓄热镁砖、高温空气循环风机、高效风水换热器、固体蓄热电锅炉10循环水泵、温控系统及其连接管道。高压固体蓄热电锅炉10具有高电压、大功率、可蓄热的特点。高压固体蓄热电锅炉10有足够大的蓄能系统，可以在夜间等用电低谷的时间段进行储能，而在用电高峰，进行给水加热和供能，这一优点同时解决了全年调峰和风电低谷消纳的问题。

在本实施例中，高压电通过所述电阻板片发热加热高温蓄热镁砖从而实现蓄热。

上述电锅炉加热系统22中可以同时包括一个或多个高压电极锅炉9，以及一个或多个高压固体蓄热电锅炉10。两种电锅炉同时应用，可以综合发挥两种电锅炉各自的优点，高压电极锅炉9电压变化平滑，对电网冲击小，而高压固体蓄热电锅炉10具有蓄热能力大，占地面积小的特点。

在本实施例中，所述供热管网系统蓄热储能通过夜间整体提升一次供热管网的平均温度来实现，或通过夜间整体提升一次供热管网和二次供热管网的平均温度来实现，或通过夜间整体提升一次供热管网和二次供热管网的平均温度以及末端建筑物蓄热来实现。末端建筑物蓄热指利用用户端建筑物内的热网水系统蓄热。

在本实施例中，所述供热管网系统的热源来自热电厂供热抽汽热网加热系统20，通过汽轮机抽汽蓄热，来自循环水余热热泵回收系统21的热泵加热，以及来自电锅炉加热系统22的电锅炉放热，以实现热电厂热电解耦。热电解耦调峰系统

实施例2

实施例2与实施例1相似，所不同的是，实施例2中的一种热电解耦调峰系统，包括热电厂供热抽汽热网加热系统20、供热管网系统、电网及电厂调峰控制平台15和热网蓄放热运行管理平台18、循环水余热热泵回收系统21。

在本实施例中，所述供热管网系统包括一次供热管网、二次供热管网，以及位于一次供热管网和二次供热管网衔接处的热力站12。

在本实施例中，所述一次供热管网与供热抽汽热网加热系统、循环水余热热泵回收系统21通过输水管道连接；所述一次供热管网上设置二次循环泵8。

在本实施例中，所述二次供热管网与用户端连接，所述二次供热管网上设置循环泵8。

在本实施例中，所述电网及电厂调峰控制平台15包括电网调度中心16和电厂集控中心17，电网调度中心16根据区域电网内风电光伏的上网需求量以及电网电量使用情况进行实时调度，将调度信号传输给电厂集控中心17，电厂集控中心17下达电网调峰指令，通过控制循环水余热热泵的运行时间和运行功率，以及调控热网加热器5运行以控制供热抽气的抽汽量，将电能转化为热能送入热力管网，从而进行电网调峰。

在本实施例中，所述热网蓄放热运行管理平台18安装在一次供热管网的运营单位的热网集控中心19，负责一次供热管网的蓄热量和充放热的控制策略。

在本实施例中，所述热网蓄放热运行管理平台18还可以安装在二次供热管网的运营单位的热网集控中心19或小区物业控制中心，负责区域二次供热管网和末端建筑的蓄热量和充放热的控制策略。

在本实施例中，所述热电厂供热抽汽热网加热系统20包括电站锅炉1、抽凝汽轮机2、凝汽器3、热网加热器5及其连接管道；所述热网加热器5与一次供热管网连接，一次供热管网上设置循环泵8。

在本实施例中，所述循环水余热热泵回收系统21的循环水余热来源包括双曲线型的抽凝式热电厂的大型冷却塔4，或抽凝热电厂的循环水空冷系统。

在本实施例中，所述循环水余热热泵回收系统21包括蒸汽驱动的吸收式热泵6和电力驱动的电压缩式热泵7。

在本实施例中，热网加热器5供热供水和回水管道上，通过多个三通分别连接多个分支管道，所述分支管道作为所述吸收式热泵6和电压缩式热泵7的热网加热水输送管道，分别与吸收式热泵6和电压缩式热泵的入水口和出水口连接。

在本实施例中，所述吸收式热泵6和电压缩式热泵7的循环水出口和循环水入口分别与冷却塔4或循环水空冷系统的循环水管道连接。

在本实施例中，热电厂中电站锅炉1产生的高温蒸汽进入抽凝汽轮机2，经过汽轮机供热抽汽一部分输送到热网加热器5，对供热循环水进行加热，另一部分作为驱动热源进入吸收式热泵6；汽轮机排气进入凝汽器3冷凝为凝结水作为循环水，吸收式热泵6利用驱动蒸汽对循环水冷源损失的热量进行回收，同时运行消耗电量，或者利用电力作为驱动力，通过电压缩式热泵7回收循环水冷源损失的热量。蒸汽驱动吸收式热泵6和电压缩式热泵7，两种热泵系统可以单独实施或两种热泵系统进行组合，从而一定程度实现热电厂的循环水余热回收和热电解耦及火电灵活性调峰。将循环冷却水余热用于供热采暖、生活热水等，不仅能够减少电厂冷却水散热造成的水蒸发损失和环境的热污染，而且能够缓解采暖带来燃气和电力资源的紧张局面，另外，还可以降低电厂循环的冷源损失，提高电厂循环热效率。同时，实现能源的梯级利用，节约大量燃料，提高火电厂的能源综合利用率。

在本实施例中，所述供热管网系统蓄热储能通过夜间整体提升一次供热管网的平均温度来实现，或通过夜间整体提升一次供热管网和二次供热管网的平均温度来实现，或通过夜间整体提升一次供热管网和二次供热管网的平均温度以及末端建筑物蓄热来实现。末端建筑物蓄热指利用用户端建筑物内的热网水系统蓄热。

在本实施例中，所述供热管网系统的热源来自热电厂供热抽汽热网加热系统20，通过汽轮机抽汽蓄热，和来自循环水余热热泵回收系统21的热泵加热，以实现热电厂热电解耦。

实施例3

一种热电解耦调峰系统，包括热电厂供热抽汽热网加热系统20、供热管网系统、电网及电厂调峰控制平台15和热网蓄放热运行管理平台18和电锅炉加热系统22。

在本实施例中，所述供热管网系统包括一次供热管网、二次供热管网，以及位于一次供热管网和二次供热管网衔接处的热力站12。

在本实施例中，所述一次供热管网与电锅炉加热系统22通过输水管道连接；所述一次供热管网上设置二次循环泵8。

在本实施例中，所述二次供热管网与用户端连接，所述二次供热管网上设置循环泵8。

在本实施例中，所述电网及电厂调峰控制平台15包括电网调度中心16和电厂集控中心17，电网调度中心16根据区域电网内风电光伏的上网需求量以及电网电量使用情况进行实时调度，将调度信号传输给电厂集控中心17，电厂集控中心17下达电网调峰指令，通过控制电锅炉和循环水余热热泵的运行时间和运行功率，以及调控热网加热器5运行以控制供热抽气的抽汽量，将电能转化为热能送入热力管网，从而进行电网调峰。

在本实施例中，所述热网蓄放热运行管理平台18安装在一次供热管网的运营单位的热网集控中心19，负责一次供热管网的蓄热量和充放热的控制策略。

在本实施例中，所述热网蓄放热运行管理平台18还可以安装在二次供热管网的运营单位的热网集控中心19或小区物业控制中心，负责区域二次供热管网和末端建筑的蓄热量和充放热的控制策略。

在本实施例中，所述热电厂供热抽汽热网加热系统20包括电站锅炉1、抽凝汽轮机2、凝汽器3、热网加热器5及其连接管道；所述热网加热器5与一次供热管网连接，一次供热管网上设置循环泵8。

在本实施例中，所述电锅炉加热系统22包括高压电极锅炉9和或高压固体蓄热电锅炉10。

在本实施例中，所述高压电极锅炉9包括高压电网及接入系统、高压电极接线、电极锅炉9本体、板式换热器、电极锅炉9循环水泵、温控系统及其连接管道。高压电极锅炉9具有可无极调节功率的优势。

在本实施例中，所述高压固体蓄热电锅炉10包括高压电网及接入系统、电阻发热丝或电阻板片、高温蓄热镁砖、高温空气循环风机、高效风水换热器、固体蓄热电锅炉10循环水泵、温控系统及其连接管道。高压固体蓄热电锅炉10具有高电压、大功率、可蓄热的特点。高压固体蓄热电锅炉10有足够大的蓄能系统，可以在夜间等用电低谷的时间段进行储能，而在用电高峰，进行给水加热和供能，这一优点同时解决了全年调峰和风电低谷消纳的问题。

在本实施例中，高压电通过所述电阻板片发热加热高温蓄热镁砖从而实现蓄热。

上述电锅炉加热系统22中可以同时包括一个或多个高压电极锅炉9，以及一个或多个高压固体蓄热电锅炉10。两种电锅炉同时应用，可以综合发挥两种电锅炉各自的优点，高压电极锅炉9电压变化平滑，对电网冲击小，而高压固体蓄热电锅炉10具有蓄热能力大，占地面积小的特点。

在本实施例中，所述供热管网系统蓄热储能通过夜间整体提升一次供热管网的平均温度来实现，或通过夜间整体提升一次供热管网和二次供热管网的平均温度来实现，或通过夜间整体提升一次供热管网和二次供热管网的平均温度以及末端建筑物蓄热来实现。末端建筑物蓄热指利用用户端建筑物内的热网水系统蓄热。

在本实施例中，所述供热管网系统的热源来自热电厂供热抽汽热网加热系统20，通过汽轮机抽汽蓄热，以及来自电锅炉加热系统22的电锅炉放热，以实现热电厂热电解耦。

实施例4

实施例4与实施例1相似，所不同的是，所述热电厂供热抽汽热网加热系统20的热源可以来自燃气锅炉，燃煤锅炉，管网侧的电锅炉，空气源、水源热泵热源，或者其他热电联产机组中的任一个或多个。

实施例5

实施例5与实施例1相似，所不同的是，所述热网一次管网的返回水仅通过热网加热器5和电锅炉加热，其中的电锅炉可以是高压电极锅炉9或固体蓄热电锅炉10中的一种或组合。

尽管具体地参考其优选实施例来示出并描述了本发明，但本领域的技术人员可以理解，可以作出形式和细节上的各种改变而不脱离所附权利要求书中所述的本发明的范围。以上结合本发明的具体实施例做了详细描述，但并非是对本发明的限制。凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改，均仍属于本发明技术方案的保护范围。