随着风电､光电等新能源大规模并网,电力结构中的风光能源占比持续提升,风电､光伏､光热等新能源装机容量日渐扩大,但新能源较强的随机性和间歇性的特点容易导致弃风弃光现象大面积发生[1-4]｡熔盐储能作为一种新型储能方式,利用熔盐作为传热介质,通过熔盐的储热和放热循环来储存和释放能量,实现能量的有效迁移｡在用电低谷时期进行储能,全面参与深度调峰,为新能源腾挪发电空间;用电高峰时期快速释能,实现机组顶峰运行｡李应保[5]提出一种“绿电”熔盐储能系统,通过设计多级加热和换热装置可以有效控制熔盐系统中熔盐和蒸汽的温度､流量和压力等参数的变化;张宇恒[6]研究了熔盐充､放热过程中夹点温差对储热温度及效率影响;庞力平[7]对二次再热机组耦合熔盐储能系统的灵活性及电网响应速率进行了分析研究,高温熔盐蓄热系统可以提高二次再热机组对电网负荷响应速率;魏海姣[8]利用再热蒸汽抽汽储热深度调峰系统将可再生能源发电､熔盐储热与燃煤机组降负荷调峰时的蒸汽抽汽储热耦合,当再热蒸汽抽汽流量为270.70t/h时,燃煤机组发电功率由300.03MW降至210.07MW;李明成[9]在1000MW火电机组中引入熔盐储热系统,提出了多种储能､释热方案,结果表明,储热阶段使用电锅炉加热熔盐方案最优,释热阶段使用将4号高加入口凝结水加热至给水温度并汇至给水管道的方案最优;苗林[10]研究了不同分流比下电加热熔盐方式下系统热力性能,储热过程中电加热器的损失达44.30%,在耦合系统储放热循环中损失占比最大｡

蒸汽加热作为熔盐储能主要方式之一是将过热蒸汽部分显热通过热交换传递至熔盐,实现热能存储｡彭家辉等[11]提出了3种蒸汽加热策略,由于抽汽量的限制,调峰深度受限;邹小刚[12]等分别研究了主蒸汽､再热蒸汽加热熔盐对深度调峰的影响,低负荷时,需要耦合电加热方式才能达到相应的调峰深度;任景[13]以再热蒸汽为加热热源,设计了两种熔盐储热系统,燃煤机组的最低工作负荷从额定负荷的30%分别降低到20.58%与24.43%｡

本文以某350MW超临界热电联产机组为研究对象,结合蒸汽品位,分别对不同储热､释热策略下机组耦合熔盐系统的调峰能力及经济性进行了分析比较,通过熔盐储､释热特性得到了机组在储､释热过程中热电特性曲线,进一步挖掘探索火电机组耦合储热系统下的深度调峰及顶峰能力｡

1、储-释热策略及评价指标

以某350MW热电联产机组为研究对象,相耦合的熔盐储能系统采用蒸汽加热方式储存热量｡高温蒸汽通过熔盐换热器将热量传递给熔盐,换热后高温蒸汽不发生相变,转换为低温蒸汽进入相匹配的系统进行消纳,机组主要参数见表1｡

表1某350MW机组运行参数

高温蒸汽携带的能量30%来自显热,70%来自于潜热,利用蒸汽潜热需要建立大规模的储热系统,因此蒸汽加热储热策略考虑利用蒸汽显热,换热后的低温蒸汽重新进入汽轮机进行热力循环｡由于三元熔盐熔点及使用温度均低于二元熔盐,选择三元熔盐作为储热介质匹配主､再热蒸汽参数｡

1.1储-释热策略

分别以主蒸汽及主再热联合蒸汽为加热汽源对单汽源及多汽源加热储热策略进行分析对比,单汽源加热储热策略下,一部分主蒸汽经分流后进入熔盐换热器进行显热换热,高温熔盐携带热量进入储热罐中进行储热,低温蒸汽通过减温减压直接排入凝汽器;释热策略下,将除氧器侧给水经熔盐换热器加热成高温蒸汽,与不同品位参数匹配后进入汽缸做功,用于电网顶峰,释热蒸汽分别选择与主蒸汽､再热蒸汽､冷再蒸汽参数匹配｡单汽源加热储热-释热策略如图1所示｡

图1单汽源加热储-释热策略示意图

多汽源加热储热策略下,分别抽取一定量主蒸汽及再热蒸汽与熔盐进行换热,抽取的主蒸汽换热后进入冷再系统中与高排蒸汽汇合进入再热器重新加热,抽取的再热蒸汽换热后进入低压缸重新做功｡释热策略与单汽源相同,多汽源加热储热-释热策略如图2所示｡

图2多汽源加热储-释热策略示意图

1.2评价指标

熔盐储热评价指标包括可靠性指标､能效评价指标｡可靠性指标包括调峰增量及调峰深度;能效评价指标包括热效率､等效往返效率､综合发电煤耗｡

1.2.1调峰､顶峰增量

调峰增量为调峰基准工况发电负荷与储热状态下机组发电负荷差值;顶峰增量为释热状态下机组发电负荷与顶峰基准工况发电负荷差值｡

式中,ΔPc､ΔPs分别为储热､释热过程中功率增量,MW;P0､P0′分别为调峰､顶峰下基准工况发电负荷,MW;Pc､Ps为储热､释热工况发电负荷,MW｡

1.2.2调峰深度

调峰深度为调峰增量与额定负荷的比值｡

式中,Pw为机组额定负荷,MW｡

1.2.3热效率

热效率为储-释热过程中能量转化率｡

式中,ηc､ηs分别为储热､释热工况热效率,%;Q､Q′分别为储热､释热基准工况下总热量,MW;Qc､Qs分别为储､释热量,MW｡

1.2.4等效往返效率

等效往返效率定义为储热过程中储热系统所消耗的电能与释热过程机组所增加的输出电能之比｡

1.2.5综合发电煤耗

综合发电煤耗是指机组完成储热和释热过程后总燃料量与总发电量的比值｡

式中,Gcm､Gsm分别为储热､释热时给煤量,t/h;Pc､Ps为储热､释热时机组发电功率,MW｡

2、结果分析

2.1储热过程性能分析

2.1.1单汽源及多汽源加热储热性能分析

将50%THA工况设定为储热基准工况,基准工况下抽取主蒸汽及再热蒸汽与熔盐换热,完成热量存储｡主蒸汽､再热蒸汽分流量不能超量,主蒸汽分流量过大会导致再热器超温,再热蒸汽分流量过大影响机组轴向推力的平衡,因此主蒸汽分流量占比不得超过20%,再热蒸汽分流量占比不得超过30%｡储热时长为6h,释热时长为4h｡管道效率､熔盐换热器效率分别取0.99､0.98｡

储热模式下机组调峰性能如图3所示｡单汽源加热储热策略下,部分主蒸汽换热后直接排入凝汽器,不经过汽缸做功,因此只需要较少的蒸汽便可以达到相应的调峰深度｡多汽源加热储热策略下,换热后的蒸汽仍进入汽缸内做功｡单汽源加热储热策略最大储热量为41MW,最大调峰深度为13.79%;多汽源加热储热策略最大储热量为50MW,最大调峰深度为13.2%｡两种储热策略下的最大调峰深度基本相同｡

图3储热模式下调峰性能对比

不同储热模式下机组热效率变化如图4所示｡储热策略下,储热热效率随储热量增加而减小,当储热量相同时,多汽源加热储热策略热效率优于单汽源加热储热策略｡单汽源加热储热策略下,高温蒸汽显热被利用,换热后低温蒸汽未经利用排入凝汽器,冷端损失增加,热效率降低;多汽源加热储热策略下,换热后蒸汽被二次利用进入汽缸做功,冷端损失减少,热效率高｡

图4储热模式下热效率对比

2.1.2蒸汽分流比对调峰性能及经济性影响

采用多汽源加热熔盐,储热量一定时,主蒸汽及再热蒸汽分流量对调峰增量及热电转换效率有很大的影响,定义蒸汽分流比为再热蒸汽分流量与主蒸汽分流量之比｡蒸汽分流比大于1时,再热蒸汽分流量大于主蒸汽分流量,反之亦然;蒸汽分流比等于1时,表明再热蒸汽分流量与主蒸汽分流量相等｡

式中,ε为蒸汽分流比;Gzf为再热蒸汽分流量,t/h;Gmf为主蒸汽分流量,t/h｡

再热蒸汽分流量不得超过200t/h,主蒸汽分流量不得超过150t/h,否则影响机组安全运行｡不同蒸汽分流比下调峰份额分配情况见表2｡

储热模式下不同蒸汽分流比对机组性能参数的影响如图5､图6所示｡储热量一定时,蒸汽分流比越大,表明再热蒸汽分流量所占比重越大,调峰增量增加｡主蒸汽分流量未进入高压缸做功,再热蒸汽分流量未进入中压缸做功,由于中压缸效率高于高压缸效率,且再热蒸汽比焓高于主蒸汽,因此单位质量再热蒸汽调峰增量高于主蒸汽｡储热量一定时,提高蒸汽分流比有利于增加调峰深度｡

图5储热模式下不同蒸汽分流比对热效率的影

表2不同蒸汽分流比下主蒸汽､再热蒸汽调峰占比

图6储热模式下不同蒸汽分流比对调峰增量的影响

2.2释热过程性能分析

以75%THA为释能基准工况,释热过程中,给水被热盐罐中的熔盐加热､匹配蒸汽参数后进入汽缸做功｡释热蒸汽分别匹配主蒸汽､再热蒸汽､冷再蒸汽参数,顶峰能力见表3｡

再热蒸汽品位最高,其次是主蒸汽,冷再蒸汽品味最低,当释热量一定时,给水加热至蒸汽品位时,两者之间的焓差越大,系统增加的蒸汽量越少,因此,冷再蒸汽增量最多,再热蒸汽增量最少｡由于蒸汽品位不同,因此做功能力不相同｡根据表3,释热过程匹配冷再参数时,顶峰能力最大｡

等效往返效率反映了储､释能过程中能量利用及损失情况,图7所示为不同释热量下的等效往返效率变化曲线｡蒸汽加热储-释能策略下,等效往返效率在40%~51%范围内变化｡根据图7,释热蒸汽品位不同,等效往返效率随释热量增加逐渐减小,变化趋势一致｡释热蒸汽为再热蒸汽时,等效往返效率变化范围为40.04%~41.12%;释热蒸汽为主蒸汽时,等效往返效率变化范围为47.79%~49.07%;释热蒸汽为冷再蒸汽时,等效往返效率变化范围为49.49%~50.81%,释热蒸汽为冷再蒸汽时,等效往返效率最大｡当储热､释热时长及释热量一定时,顶峰增量越大,表明能量转换及利用率越高,等效往返效率越大｡

表3释热过程中匹配不同蒸汽参数顶峰能力

图7不同释热量等效往返效率曲线

图8所示为不同释热量下综合煤耗变化曲线｡储-释热过程中,综合发电煤耗随着释热量增加而增加,储热时,高品位蒸汽被用于加热熔盐,热效率降低,储热功率每增加1MW,发电煤耗增加1.33g/(kW·h);释热时,释热后产生蒸汽品位不同,相应的发电煤耗也不相同,释热功率增加1MW,释热蒸汽为再热蒸汽时,发电煤耗增加0.5g/(kW·h);释热蒸汽为主蒸汽时,发电煤耗增加0.52g/(kW·h);释热蒸汽为冷再蒸汽时,发电煤耗增加0.61g/(kW·h)｡因此,释热蒸汽为再热蒸汽时,储-释热过程中综合煤耗最低,经济性最好｡

图8不同释热量综合煤耗曲线

2.3储-释热调峰特性

熔盐储-释热模式是一种将能量进行有效迁移的过程,通过耦合储热系统,不仅可以补偿供热能力,增加供热面积,机组调峰､顶峰能力也会得到大幅提升｡

图9所示为储-释热过程热电特性曲线｡机组不耦合熔盐储热系统时,主蒸汽流量达到额定时,最大热负荷为267.78MW,对应的电负荷为291.42MW;最小进汽工况下,最大热负荷为102.92MW,对应的电负荷为153.53MW｡多汽源加热策略下,由于主蒸汽分流量未经过高压缸做功,再热蒸汽分流量未经过中压缸做功,但由于蒸汽分流量经换热后仍然进入汽缸做功,供热负荷不变,发电负荷下降,热电特性曲线向下平移,储热容量越大,平移量越大｡释热时,主蒸汽流量增加,供热负荷增加,储热量为30MW时,最大供热负荷为293.98MW;储热量为50MW时,最大供热负荷为311.46MW｡随着释热量增加,顶峰能力提升,发电负荷调控范围增加,热电特性曲线逐渐上移｡无储热时,供热负荷为200MW,机组最大顶峰负荷为306MW,最小调峰负荷为235MW;储热量为50MW时,供热负荷为200MW,机组最大顶峰负荷为347MW,最小调峰负荷为190MW,调峰及顶峰能力大幅提升｡

图9多汽源加热储-释热过程热电特性曲线

3、结论

通过对350MW热电联产机组耦合熔盐储热系统的单汽源及多汽源加热储-释热策略研究,可以得到以下结论:

(1)储热模式下,当调峰深度相同时,与单汽源加热策略相对比,多汽源加热策略下的热效率更高｡

(2)多汽源加热策略下,蒸汽分流比越大,再热蒸汽分流量占比越大,调峰增量越大,提高蒸汽分流比有利于提升机组调峰深度｡

(3)释热模式下,利用储存的热量将给水加热至一定品位的蒸汽后进入汽缸做功,蒸汽品位不同,顶峰能力不同｡其中,释热量相同时,释热蒸汽为冷再蒸汽时,顶峰增量最大,等效往返效率最大,综合煤耗最大;释热蒸汽为再热蒸汽时,顶峰增量最小,等效往返效率最小,综合煤耗最小｡

(4)储热模式下热电特性曲线向下平移,释热模式下热电特性曲线向上平移｡随着储､释热量增加,机组调峰及顶峰能力增加｡

参考文献:

[1]马汀山,等.“双碳”目标下火电机组耦合储能的灵活性改造技术研究进展[J].中国电机工程学报,2022,42(S1):136-148.

[2]刘云.我国能源电力发展及火电机组灵活性改造综述[J].洁净煤技术,2023,29(S2):319-327.

[3]左芳菲,韩伟,姚明宇.熔盐储能在新型电力系统中应用现状与发展趋势[J].热力发电,2023,52(2):1-9.

[4]帅永,赵斌,蒋东方,等.中国燃煤高效清洁发电技术现状与展望[J].热力发电,2022,51(1):1-10.

[5]李应保,罗润洪,黄杰.一种“绿电”熔盐储能系统的建模与动态特性研究[J].动力工程学报,2024,44(3):455-461.

[6]张宇恒,宋晓辉,杨荣贵,李小波.基于再热蒸汽抽汽-熔盐储热的火电系统分析[J].动力工程学报,2024,44(3):447-454.

[7]庞力平,张世刚,段立强.高温熔盐储能提高二次再热机组灵活性研究[J].中国电机工程学报,2021,41(8):2682-2691.

[8]魏海姣,鹿院卫,刘金恺,等.基于储热的燃煤机组深度调峰规模化消纳可再生能源发电研究[J].热力发电,2023,52(2):79-89.

[9]李明成,孙春启,韩旭.火电机组耦合熔盐储热系统调峰性能研究[J].汽轮机技术,2024,66(3):198-202.

[10]苗林,刘明,张可臻,等.集成电制热熔盐储热的燃煤发电系统热力性能研究[J].工程热物理学报,2023,44(11):2999-3007.

[11]彭家辉,倪永中,王元良,等.基于熔盐储热的燃煤机组调峰可行性分析[J].热力发电,2024,53(1):99-106.

[12]邹小刚,刘明,肖海丰,等.火电机组耦合熔盐储热深度调峰系统设计及性能分析[J].热力发电,2023,52(2):146-153.

[13]任景,程松,高敏,等.集成熔盐储热燃煤发电系统的灵活性与能耗特性分析[J].热能动力工程,2024,39(2):145-153.

基金资助:国网甘肃省电力公司科技项目《熔融盐储热热电联产机组深度调峰; 顶峰能力技术研究》(项目编号LNKJ-QT-20230822-YF08);

文章来源:冯垚飞,冯林魁,卢可,等.多汽源加热熔盐储能模式在火电机组调峰运行中的分析研究[J].汽轮机技术,2025,67(01):63-67.