中國儲能網訊：
摘 要 將儲能技術與電廠改造技術相結合，能夠在實現(xiàn)可再生能源穩(wěn)定并網的同時解決火電機組靈活調峰的問題。本工作將熔鹽卡諾電池儲能系統(tǒng)與火電廠靈活性改造相結合，基于典型600 MW亞臨界燃煤電站，利用Aspen Plus搭建了電廠、熱泵儲熱和抽汽儲熱耦合的系統(tǒng)模型，分析了火儲、火儲-熱泵聯(lián)合及熱泵三種儲熱形式在不同儲熱負荷下儲能過程、釋能過程及全過程的系統(tǒng)效率、調峰容量及調峰深度的變化情況，并分析了不同儲/釋能負荷和方案下耦合系統(tǒng)的效率和調峰性能。研究表明，火儲儲熱方式能夠在電廠低負荷運行時實現(xiàn)更高的耦合系統(tǒng)效率。熱泵儲熱方式的調峰性能表現(xiàn)更優(yōu)，其單位儲熱負荷的最大調峰容量相較于火儲儲熱方式可以提高69%。增加儲熱模塊能夠在僅損失少量耦合系統(tǒng)運行效率時顯著提高電廠的調峰性能，當電廠滿負荷運行且儲/釋熱負荷均為90 MW時，通過火儲-熱泵聯(lián)合儲熱可以使得調峰容量和調峰深度分別增加78.29 MW和13.04%，此時系統(tǒng)效率僅降低0.16%。儲能過程抽取中壓缸的再熱蒸汽并在其釋熱后送回除氧器，釋能過程中通過旁路將部分給水加熱送入鍋爐，這種火儲儲熱的耦合方式兼顧了蓄熱量、調峰容量、調峰深度以及循環(huán)效率，是一種優(yōu)選的耦合方案。本工作有助于指導利用熔鹽卡諾電池對火電廠進行靈活性改造。
關鍵詞 卡諾電池；火電廠靈活性改造；熔鹽儲熱；調峰
隨著化石能源的逐步枯竭以及環(huán)境問題的日益嚴重，以太陽能、風能等為代表的可再生能源在能源供應體系中的比重逐漸增大，對傳統(tǒng)火電機組的變負荷運行能力提出了更高的要求。實際火電廠靈活性改造常見的形式是對汽輪機組采取部分抽汽來降低其出力，然后將這部分抽汽的熱能存儲在新增的儲熱模塊上，該方式也被稱為火儲形式。此外，耦合新型儲能技術的火電機組改造也是實現(xiàn)機組靈活調峰的一種重要解決方案。近年來，以熔鹽卡諾電池為代表的火電機組靈活性改造技術引起了國內外學者的廣泛關注和研究。
卡諾電池是一種基于熱能存儲和動力循環(huán)技術發(fā)展起來的大規(guī)模長時儲能技術。在儲能時，通過直接電加熱或者熱泵循環(huán)的形式將電能轉化為熱能；在釋能時，通過熱機循環(huán)將存儲的高溫熱能轉化為電能。
火電廠改造的熔鹽卡諾電池儲能系統(tǒng)，即保留原有的發(fā)電循環(huán)作為熱轉電部分，新增電加熱/逆布雷頓循環(huán)等作為電轉熱部分，同時引入低成本的熔鹽儲熱作為大規(guī)模儲電部分。改造后的熔鹽卡諾電池，既可以減少化石能源的消耗，降低環(huán)境污染和解決可再生能源并網帶來的安全問題，又可以提高傳統(tǒng)火電機組的靈活性。
目前，對熔鹽卡諾電池的研究主要涉及不同集成系統(tǒng)的構建及效率分析、系統(tǒng)經濟可行性和調峰性能等方面。Blanquiceth等集成了不同充放電類型的電廠改造卡諾電池儲能系統(tǒng)，研究了不同耦合模式下的合適儲熱介質，集成后的卡諾電池儲能系統(tǒng)的往返效率為50%～65%。Yong等分析了熔鹽蓄熱取代鍋爐與超臨界燃煤電廠相結合的系統(tǒng)的經濟性，滿負荷時，往返效率約為41.8%，隨著放電時間的延長(≥10 h)，集成系統(tǒng)的平準化電力成本與壓縮空氣儲能相當。Wang等提出了抽取主蒸汽或再熱蒸汽儲存能量和蒸汽返回低壓汽輪機或冷凝器的四種集成模式，并評價了四種集成模式的調峰性能。
通過上述文獻可知，大部分學者研究工作集中于卡諾電池系統(tǒng)性能和火電廠改造熔鹽卡諾電池儲能系統(tǒng)的效率分析或經濟成本分析。對熔鹽卡諾電池在以靈活調峰為目標的火電廠靈活性改造中的性能表現(xiàn)缺乏深入分析。因此，本工作對耦合火電廠靈活改造的卡諾電池儲能系統(tǒng)開展研究，利用Aspen Plus搭建了耦合系統(tǒng)模型，分析了火儲、火儲-熱泵聯(lián)合及熱泵三種儲熱形式在不同熱負荷下在儲能過程、釋能過程及全過程的系統(tǒng)效率和調峰性能的變化情況，接著比較了不同儲/釋能負荷下的系統(tǒng)效率，得到了合適的儲/釋能負荷策略，最后分析了不同儲/釋能方案下耦合系統(tǒng)調峰性能和熱力性能等參數(shù)，得到合適的儲/釋能方案。
1 系統(tǒng)原理
圖1為耦合火電廠靈活改造的卡諾電池儲能系統(tǒng)儲/釋能原理圖，系統(tǒng)包括存儲部分，儲/釋能部分和燃煤電站部分。存儲部分包括兩個太陽鹽儲罐HT1、CT1以及兩個三元Hitec鹽儲罐HT2、CT2。儲能部分包括火儲和熱泵儲熱兩部分，燃煤電廠部分采用國產亞臨界600 MW機組，型號為N600-16.7/537/537，機組回熱采用“三高、四低、一除氧”。
圖1 耦合火電廠靈活調峰的卡諾電池儲能系統(tǒng)：(a) 儲能過程；(b) 釋能過程
儲能過程：如圖1(a)所示，火儲形式提取中壓缸IPT入口蒸汽，與CT2中的冷鹽換熱，存儲在HT2中，換熱后的蒸汽返回除氧器，通過降低汽輪機內蒸汽流量的方式降低電廠發(fā)電量從而實現(xiàn)調峰。熱泵儲熱形式將燃煤電站發(fā)出的部分電力通過熱泵轉化為熱能存儲在HT1中，通過直接降低電廠對外發(fā)電量的方式實現(xiàn)調峰。
釋能過程：如圖1(b)所示，汽輪機組除氧器OFW的部分蒸汽被引出，經過HT1中的太陽鹽或HT2中的Hitec鹽加熱，然后送回低壓缸LPT1入口做功。用電高峰期時，可同時利用鍋爐和熱鹽罐釋放熱量與蒸汽換熱來發(fā)電。表1總結了儲熱部分中不同儲熱形式對應的儲熱材料和溫度范圍。
表 1 儲熱部分設計參數(shù)
2 數(shù)學模型及計算方法
2.1 數(shù)學模型
2.1.1 儲/釋能部分
對于熱泵儲熱部分采用的壓縮機和膨脹機，其進出口的壓力p、溫度T以及功耗W分別為：
對于蒸汽-熔鹽及熱泵循環(huán)工質-熔鹽換熱器，其能量平衡方程為：
式中，β表示壓比；n表示多變指數(shù)；m表示質量流量；h表示比焓；下標in和out分別表示部件的進出口；下標1和2分別表示換熱器的冷熱流股。
2.1.2 放電部分
鍋爐負荷Qb為：
式中，mms、mrh、mcrh和mbfw分別為主蒸汽、再熱蒸汽、再熱冷端蒸汽和鍋爐給水的質量流量；Hms、Hrh、Hcrh和Hbfw分別為主蒸汽、再熱蒸汽、再熱冷端蒸汽和鍋爐給水的焓值。
汽輪機等熵膨脹過程做功Wj為：
整個汽輪機組的出力W可通過累加得到：
式中，Wj表示第j級的等熵膨脹輸出功；ηs和ηm分別表示汽輪機的等熵效率和機械效率；mj表示進入第j級的蒸汽流量；Δhj表示第j級的等效焓降。
給水加熱模型為：
式中，hj表示第j級抽氣比焓，hd,j表示第j級加熱器的疏水比焓，hw1,j和hw2,j分別表示第j級加熱器進口和出口水比焓；Ej表示加熱器的類型。
2.2 性能評價方法
對于耦合系統(tǒng)的性能評價，主要從系統(tǒng)分別在儲能過程、釋能過程以及全過程三方面的系統(tǒng)效率，調峰容量和調峰深度三個指標進行評價。
儲能過程中的耦合系統(tǒng)效率ηc為：
儲能過程中的調峰容量和調峰深度ΔPc和Ψc分別為：
釋能過程耦合系統(tǒng)效率可表示為ηs：
釋能過程中的調峰容量和調峰深度ΔPs和Ψs分別為：
耦合系統(tǒng)全過程效率可表示為ηq：
全過程中的調峰容量和調峰深度分別為ΔPq和Ψq：
式中，Pc和Ps分別表示儲能和釋能過程中電廠輸出功率；P0表示無儲熱時電廠輸出功率；Pe表示電廠額定輸出功率；Qc1和Qc2分別表示通過火儲和熱泵方式儲熱的熱負荷；ηc1和ηc2分別表示通過火儲儲熱和熱泵儲熱方式建立的冷熱源溫度下對應的卡諾效率；Qb,c和Qb,s分別表示儲能和釋能過程中的鍋爐熱負荷。
3 結果與分析
耦合系統(tǒng)在儲能過程中可以通過火儲儲熱，也可以通過熱泵循環(huán)儲熱。因此，分析了30%THA、75%THA和100%THA三種工況下，純火儲、火儲-熱泵聯(lián)合以及純熱泵三種儲能方式性能表現(xiàn)，并探討了不同耦合方案的影響。
3.1 儲能過程
圖2~圖4展示了不同負荷和不同儲能方式下儲能過程的系統(tǒng)效率、調峰容量和調峰深度。由圖2可以看出，由于蒸汽與熔鹽之間的換熱存在損失，通過儲熱建立的冷熱源之間的溫差相較于蒸汽放熱前后的溫差更小。因此，火儲儲熱方式會降低耦合系統(tǒng)在儲能過程的系統(tǒng)效率，且電廠負荷和儲熱負荷越高，系統(tǒng)效率降低得越明顯，100%THA，90 MW儲熱負荷時，耦合系統(tǒng)效率降低0.64%。熱泵儲熱方式能夠直接利用汽輪機發(fā)電進行儲熱，其在單位儲熱負荷下的對電廠發(fā)電的降低量更為顯著，因此耦合系統(tǒng)效率降低得也更顯著，100%THA，90 MW純熱泵儲熱負荷時，耦合系統(tǒng)效率相較于無儲熱情況降低了2.35%。由圖3和圖4可以看出，調峰容量和調峰深度與儲熱負荷和電廠負荷均呈現(xiàn)正相關關系。得益于對汽輪機發(fā)電的直接利用，純熱泵儲熱在調峰容量和調峰深度方面更具優(yōu)勢，其調峰容量和調峰深度在儲熱負荷為90 MW時取得最高值，分別可達63.97 MW和10.65%。儲能過程中，火儲儲熱，火儲-熱泵聯(lián)合儲熱和熱泵儲熱方式單位負荷的最大調峰容量分別為0.42 MW，0.57 MW和0.71 MW。
圖 2 儲能過程耦合系統(tǒng)效率
圖 3 儲能過程調峰容量
圖 4 儲能過程調峰深度
3.2 釋能過程
圖5和圖6分別為釋能過程中不同儲熱負荷下的系統(tǒng)效率，調峰容量和調峰深度。從圖5可以看出，由于熔鹽與蒸汽換熱時存在溫差損失，釋能過程耦合系統(tǒng)的效率相較于無儲熱的電廠熱效率更低，且隨著儲熱負荷的增加，釋能過程的系統(tǒng)效率逐漸減小。此外，當電廠以更高的負荷運行時，儲熱負荷的變化對于系統(tǒng)效率的影響更小，當電廠為100%THA，儲熱負荷為90 MW時，耦合系統(tǒng)效率降低量僅為0.63%，而電廠為30%THA，儲熱負荷為30 MW時，耦合系統(tǒng)效率降低量則為2.05%。由圖6可以看出，釋能過程的調峰容量及調峰深度與儲熱負荷和電廠負荷均呈現(xiàn)正相關關系。釋能過程中，不同電廠運行負荷下，單位儲熱負荷的調峰容量依次為0.30 MW，0.26 MW和0.23 MW。
圖 5 釋能過程耦合系統(tǒng)效率
圖 6 釋能過程調峰容量和調峰深度
3.3 儲/釋能全過程分析
表2展示了根據儲/釋能過程中不同熱負荷制定的6種全過程運行策略。圖7～9分別為火儲-熱泵聯(lián)合的儲熱形式在不同儲能釋能策略下全過程的系統(tǒng)效率、調峰容量和調峰深度。從圖7可以看出，儲能過程和釋能過程熱負荷相同時，耦合系統(tǒng)循環(huán)效率隨著儲熱負荷的提高而降低，但降幅較小，當儲釋熱負荷為90 MW時，100%THA運行的循環(huán)過程僅有0.16%的效率降低，而通過圖8和圖9可以看出，此時的調峰容量和調峰深度則可達78.29 MW和13.04%。因此，儲熱的增加對于電廠的靈活運行是有利的。當儲能過程熱負荷一定時，釋能過程熱負荷越低，耦合系統(tǒng)效率越高；當釋能過程熱負荷一定時，儲能過程熱負荷越高耦合系統(tǒng)效率越高。這是由于釋熱過程中未利用的部分，可以作為備用熱源，用于其他場景。從圖8和圖9可以看出，儲/釋能過程熱負荷越高的策略，耦合系統(tǒng)的調峰容量和調峰深度也越大，如100%THA、75%THA和30%THA工況下的調峰容量和調峰深度最大的均為策略c，然而此時的系統(tǒng)效率在不同電廠運行工況下均為最低。當電廠以不同負荷運行時，對于儲釋熱負荷相同的a，b和c三個運行策略，其儲/釋能循環(huán)過程的單位熱負荷調峰容量依次為0.87 MW，0.79 MW和0.74 MW。
表 2 全過程不同儲釋能策略
圖 7 耦合系統(tǒng)全過程效率
圖 8 耦合系統(tǒng)全過程調峰容量
圖9 耦合系統(tǒng)全過程調峰深度
3.4 不同耦合方案分析
為了更好地探究純火儲儲能中儲/釋能過程不同的蒸汽提取和釋放位置對耦合系統(tǒng)的影響，提出四種不同的耦合方案，并分析了四種方案在30%THA工況儲能和75%THA工況釋能的系統(tǒng)性能。四種方案具體如下。
方案R1：圖1所示方案；
方案R2：儲能時，提取高壓缸HPT入口的部分再熱蒸汽和CT2中的低溫熔鹽換熱，換熱后的蒸汽進入低壓缸LPT1入口；釋能過程與R1一致；
方案R3：儲能時，提取中壓缸IPT入口的部分主蒸汽和CT2中的低溫熔鹽換熱，換熱后的蒸汽進入低壓缸LPT1入口；釋能過程與R1一致；
方案R4：儲能過程與R1一致；釋能時，通過旁路將部分給水泵出口水加熱到鍋爐給水溫度，儲能過程與R1一致。
圖10和圖11展示了四種方案在30%THA工況下抽取相同蒸汽流量時耦合系統(tǒng)的電功率、調峰容量、蓄熱量、系統(tǒng)效率和調峰深度?？梢钥闯?，當從中壓缸抽取再熱蒸汽，并在其放熱后返回除氧器時，會同時降低蒸汽在中壓缸和低壓缸的做功，導致汽輪機輸出功率降低顯著，為21.03 MW。但由于此時抽取的蒸汽放熱充分，因此調峰容量、調峰深度和蓄熱量更大。當抽取主蒸汽或再熱蒸汽，并在其釋熱后返回低壓缸入口時，僅會降低蒸汽在中壓缸的做功，對汽輪機的輸出功率影響不明顯，如方案R3，僅能降低6.54 MW。此外，當電廠以低負荷運行時，更大的蓄熱量對耦合系統(tǒng)效率的貢獻更為顯著。在方案R1和R4中，其蓄熱量為68.51 MW，使得耦合系統(tǒng)效率相較于無儲熱配置電廠效率提高0.12%。儲能過程中，方案R1~R4的單位儲熱負荷的調峰容量分別為0.31 MW，0.77 MW，0.61 MW和0.31 MW?？梢钥闯觯桨窻2的儲熱模式能夠以更低的儲熱負荷實現(xiàn)儲能過程中更高的調峰性能。
圖 10 儲能過程耦合系統(tǒng)電功率、調峰容量和蓄熱量
圖 11 儲能過程耦合系統(tǒng)效率和調峰深度
圖12展示了4種方案在75%THA工況下釋能過程耦合系統(tǒng)的電功率、調峰容量調峰深度和系統(tǒng)效率?？梢钥闯觯桨窻4釋能過程的電功率、調峰容量和調峰深度表現(xiàn)最優(yōu)，這是由于其在釋能時將抽取的除氧水直接加熱并送至鍋爐，使得通過汽輪機的蒸汽流量變大，汽輪機做功提高，大幅增加了電功率、調峰容量和調峰深度。方案R2和方案R3的儲能過程的蓄熱量低且釋能過程中部分蒸汽僅通過低壓缸做功，導致輸出電功率、調峰容量和調峰深度較低。釋能過程的耦合系統(tǒng)效率基本一致且耦合系統(tǒng)效率均低于無儲熱的火電廠效率，其原因在于釋能時熔鹽和蒸汽存在較大的溫差，會有較大的熱損失，進而導致效率降低。釋能過程中，方案R1~R4的單位儲熱負荷的調峰容量分別為0.27 MW，0.26 MW，0.26 MW和0.33 MW?？梢钥闯觯捎跓崮芷焚|顯著降低，方案R2和方案R3的單位儲熱負荷的調峰容量在釋能過程中的降低最為顯著。
圖 12 釋能過程耦合系統(tǒng)電功率、調峰容量、調峰深度和系統(tǒng)效率
圖13為儲/釋能全工況下耦合系統(tǒng)性能情況，其中，設置循環(huán)周期10 h，儲能5 h，釋能5 h。整個循環(huán)周期儲熱過程處于30%THA工況，釋能過程處于75%THA工況。由圖可知，儲能過程中蒸汽流量一定時，R1和R4的蓄熱量最大，R3最小。聯(lián)合工況下，調峰容量和調峰深度由高到低依次為：R4、R1、R2和R3。方案R1~R4的儲/釋能循環(huán)過程的單位熱負荷調峰容量依次為0.57 MW，1.03 MW，0.88 MW和0.63 MW。耦合系統(tǒng)效率由高到低依次為：R4、R1、R3和R2。然而，整個循環(huán)周期耦合系統(tǒng)效率相差不大，最大偏差僅為0.431%。綜合而言，考慮到方案R4在蓄熱量、調峰容量和調峰深度有著較大的優(yōu)勢，且效率略優(yōu)于其他方案，雖然其單位儲熱負荷的調峰容量相對較小，方案R4仍然不失為一種優(yōu)選方案。
圖 13 儲/釋能全過程耦合系統(tǒng)蓄熱量、調峰容量、調峰深度和效率
4 結論
本工作主要研究了利用熔鹽卡諾電池對火電廠進行靈活性調峰改造，討論了不同儲熱負荷的火儲儲熱、火儲-熱泵聯(lián)合儲熱和熱泵儲熱三種形式在儲能過程、釋能過程和全過程的系統(tǒng)效率、調峰容量和調峰深度的變化情況。隨后，針對儲/釋熱過程中蒸汽的提取和釋放位置提出了4種不同的耦合方案，并比較了4種方案下耦合系統(tǒng)調峰性能和熱力學性能，具體結論如下：
（1）對于儲能過程，耦合系統(tǒng)的調峰性能會隨著儲熱負荷的提高而增加，當儲熱負荷為90 MW時，可以通過純熱泵儲熱方式獲得最高63.97 MW的調峰容量和10.65%的調峰深度。在電廠以高負荷運行時，儲熱負荷越高，系統(tǒng)效率越低，且熱泵儲熱方式對系統(tǒng)效率的降低更為顯著。熱泵儲熱方式在調峰容量和調峰深度方面相較于火儲儲熱更具優(yōu)勢，其單位儲熱負荷的最大調峰容量相較于火儲方式可提高69%。
（2）對于釋能過程，耦合系統(tǒng)效率、調峰容量和調峰深度均會隨著儲熱負荷的提高而降低，隨著電廠負荷的提高而提高。電廠滿負荷運行狀態(tài)下，90 MW釋熱負荷對耦合系統(tǒng)效率的影響僅為0.63%。由于換熱損失和較低的熱能品質，釋能過程單位釋熱負荷的調峰容量往往較低，最高僅為0.3 MW左右。
（3）對于儲/釋能全過程，儲/釋熱負荷相同時，提高熱負荷可以獲得較好的調峰性能，同時對耦合系統(tǒng)效率的損失較小。當儲/釋熱負荷均為90 MW，采取火儲-熱泵聯(lián)合儲熱方式的調峰容量和深度分別為78.29 MW和13.04%，此時，單位熱負荷調峰容量為0.87 MW，耦合系統(tǒng)效率僅降低0.16%。此外，提高儲能過程熱負荷同時降低釋能熱負荷可以有效提高全過程耦合系統(tǒng)效率。
（4）對于不同耦合方案，需要綜合考慮其系統(tǒng)效率，調峰性能和單位熱負荷調峰容量。抽取主蒸汽并在其釋熱后送回低壓缸，能夠有效提高單位儲熱負荷調峰容量，但蓄熱量較低。在儲能過程抽取中壓缸的再熱蒸汽并在其釋熱后送回除氧器，在釋能過程中通過旁路將部分給水加熱送入鍋爐，通過這種儲/釋熱方式可以獲得相對較高的蓄熱量、調峰容量和調峰深度以及耦合系統(tǒng)效率，為最優(yōu)耦合方案。
