中国储能网讯：
摘 要 将储能技术与电厂改造技术相结合，能够在实现可再生能源稳定并网的同时解决火电机组灵活调峰的问题。本工作将熔盐卡诺电池储能系统与火电厂灵活性改造相结合，基于典型600 MW亚临界燃煤电站，利用Aspen Plus搭建了电厂、热泵储热和抽汽储热耦合的系统模型，分析了火储、火储-热泵联合及热泵三种储热形式在不同储热负荷下储能过程、释能过程及全过程的系统效率、调峰容量及调峰深度的变化情况，并分析了不同储/释能负荷和方案下耦合系统的效率和调峰性能。研究表明，火储储热方式能够在电厂低负荷运行时实现更高的耦合系统效率。热泵储热方式的调峰性能表现更优，其单位储热负荷的最大调峰容量相较于火储储热方式可以提高69%。增加储热模块能够在仅损失少量耦合系统运行效率时显著提高电厂的调峰性能，当电厂满负荷运行且储/释热负荷均为90 MW时，通过火储-热泵联合储热可以使得调峰容量和调峰深度分别增加78.29 MW和13.04%，此时系统效率仅降低0.16%。储能过程抽取中压缸的再热蒸汽并在其释热后送回除氧器，释能过程中通过旁路将部分给水加热送入锅炉，这种火储储热的耦合方式兼顾了蓄热量、调峰容量、调峰深度以及循环效率，是一种优选的耦合方案。本工作有助于指导利用熔盐卡诺电池对火电厂进行灵活性改造。
关键词 卡诺电池；火电厂灵活性改造；熔盐储热；调峰
随着化石能源的逐步枯竭以及环境问题的日益严重，以太阳能、风能等为代表的可再生能源在能源供应体系中的比重逐渐增大，对传统火电机组的变负荷运行能力提出了更高的要求。实际火电厂灵活性改造常见的形式是对汽轮机组采取部分抽汽来降低其出力，然后将这部分抽汽的热能存储在新增的储热模块上，该方式也被称为火储形式。此外，耦合新型储能技术的火电机组改造也是实现机组灵活调峰的一种重要解决方案。近年来，以熔盐卡诺电池为代表的火电机组灵活性改造技术引起了国内外学者的广泛关注和研究。
卡诺电池是一种基于热能存储和动力循环技术发展起来的大规模长时储能技术。在储能时，通过直接电加热或者热泵循环的形式将电能转化为热能；在释能时，通过热机循环将存储的高温热能转化为电能。
火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统，即保留原有的发电循环作为热转电部分，新增电加热/逆布雷顿循环等作为电转热部分，同时引入低成本的熔盐储热作为大规模储电部分。改造后的熔盐卡诺电池，既可以减少化石能源的消耗，降低环境污染和解决可再生能源并网带来的安全问题，又可以提高传统火电机组的灵活性。
目前，对熔盐卡诺电池的研究主要涉及不同集成系统的构建及效率分析、系统经济可行性和调峰性能等方面。Blanquiceth等集成了不同充放电类型的电厂改造卡诺电池储能系统，研究了不同耦合模式下的合适储热介质，集成后的卡诺电池储能系统的往返效率为50%～65%。Yong等分析了熔盐蓄热取代锅炉与超临界燃煤电厂相结合的系统的经济性，满负荷时，往返效率约为41.8%，随着放电时间的延长(≥10 h)，集成系统的平准化电力成本与压缩空气储能相当。Wang等提出了抽取主蒸汽或再热蒸汽储存能量和蒸汽返回低压汽轮机或冷凝器的四种集成模式，并评价了四种集成模式的调峰性能。
通过上述文献可知，大部分学者研究工作集中于卡诺电池系统性能和火电厂改造熔盐卡诺电池储能系统的效率分析或经济成本分析。对熔盐卡诺电池在以灵活调峰为目标的火电厂灵活性改造中的性能表现缺乏深入分析。因此，本工作对耦合火电厂灵活改造的卡诺电池储能系统开展研究，利用Aspen Plus搭建了耦合系统模型，分析了火储、火储-热泵联合及热泵三种储热形式在不同热负荷下在储能过程、释能过程及全过程的系统效率和调峰性能的变化情况，接着比较了不同储/释能负荷下的系统效率，得到了合适的储/释能负荷策略，最后分析了不同储/释能方案下耦合系统调峰性能和热力性能等参数，得到合适的储/释能方案。
1 系统原理
图1为耦合火电厂灵活改造的卡诺电池储能系统储/释能原理图，系统包括存储部分，储/释能部分和燃煤电站部分。存储部分包括两个太阳盐储罐HT1、CT1以及两个三元Hitec盐储罐HT2、CT2。储能部分包括火储和热泵储热两部分，燃煤电厂部分采用国产亚临界600 MW机组，型号为N600-16.7/537/537，机组回热采用“三高、四低、一除氧”。
图1 耦合火电厂灵活调峰的卡诺电池储能系统：(a) 储能过程；(b) 释能过程
储能过程：如图1(a)所示，火储形式提取中压缸IPT入口蒸汽，与CT2中的冷盐换热，存储在HT2中，换热后的蒸汽返回除氧器，通过降低汽轮机内蒸汽流量的方式降低电厂发电量从而实现调峰。热泵储热形式将燃煤电站发出的部分电力通过热泵转化为热能存储在HT1中，通过直接降低电厂对外发电量的方式实现调峰。
释能过程：如图1(b)所示，汽轮机组除氧器OFW的部分蒸汽被引出，经过HT1中的太阳盐或HT2中的Hitec盐加热，然后送回低压缸LPT1入口做功。用电高峰期时，可同时利用锅炉和热盐罐释放热量与蒸汽换热来发电。表1总结了储热部分中不同储热形式对应的储热材料和温度范围。
表 1 储热部分设计参数
2 数学模型及计算方法
2.1 数学模型
2.1.1 储/释能部分
对于热泵储热部分采用的压缩机和膨胀机，其进出口的压力p、温度T以及功耗W分别为：
对于蒸汽-熔盐及热泵循环工质-熔盐换热器，其能量平衡方程为：
式中，β表示压比；n表示多变指数；m表示质量流量；h表示比焓；下标in和out分别表示部件的进出口；下标1和2分别表示换热器的冷热流股。
2.1.2 放电部分
锅炉负荷Qb为：
式中，mms、mrh、mcrh和mbfw分别为主蒸汽、再热蒸汽、再热冷端蒸汽和锅炉给水的质量流量；Hms、Hrh、Hcrh和Hbfw分别为主蒸汽、再热蒸汽、再热冷端蒸汽和锅炉给水的焓值。
汽轮机等熵膨胀过程做功Wj为：
整个汽轮机组的出力W可通过累加得到：
式中，Wj表示第j级的等熵膨胀输出功；ηs和ηm分别表示汽轮机的等熵效率和机械效率；mj表示进入第j级的蒸汽流量；Δhj表示第j级的等效焓降。
给水加热模型为：
式中，hj表示第j级抽气比焓，hd,j表示第j级加热器的疏水比焓，hw1,j和hw2,j分别表示第j级加热器进口和出口水比焓；Ej表示加热器的类型。
2.2 性能评价方法
对于耦合系统的性能评价，主要从系统分别在储能过程、释能过程以及全过程三方面的系统效率，调峰容量和调峰深度三个指标进行评价。
储能过程中的耦合系统效率ηc为：
储能过程中的调峰容量和调峰深度ΔPc和Ψc分别为：
释能过程耦合系统效率可表示为ηs：
释能过程中的调峰容量和调峰深度ΔPs和Ψs分别为：
耦合系统全过程效率可表示为ηq：
全过程中的调峰容量和调峰深度分别为ΔPq和Ψq：
式中，Pc和Ps分别表示储能和释能过程中电厂输出功率；P0表示无储热时电厂输出功率；Pe表示电厂额定输出功率；Qc1和Qc2分别表示通过火储和热泵方式储热的热负荷；ηc1和ηc2分别表示通过火储储热和热泵储热方式建立的冷热源温度下对应的卡诺效率；Qb,c和Qb,s分别表示储能和释能过程中的锅炉热负荷。
3 结果与分析
耦合系统在储能过程中可以通过火储储热，也可以通过热泵循环储热。因此，分析了30%THA、75%THA和100%THA三种工况下，纯火储、火储-热泵联合以及纯热泵三种储能方式性能表现，并探讨了不同耦合方案的影响。
3.1 储能过程
图2~图4展示了不同负荷和不同储能方式下储能过程的系统效率、调峰容量和调峰深度。由图2可以看出，由于蒸汽与熔盐之间的换热存在损失，通过储热建立的冷热源之间的温差相较于蒸汽放热前后的温差更小。因此，火储储热方式会降低耦合系统在储能过程的系统效率，且电厂负荷和储热负荷越高，系统效率降低得越明显，100%THA，90 MW储热负荷时，耦合系统效率降低0.64%。热泵储热方式能够直接利用汽轮机发电进行储热，其在单位储热负荷下的对电厂发电的降低量更为显著，因此耦合系统效率降低得也更显著，100%THA，90 MW纯热泵储热负荷时，耦合系统效率相较于无储热情况降低了2.35%。由图3和图4可以看出，调峰容量和调峰深度与储热负荷和电厂负荷均呈现正相关关系。得益于对汽轮机发电的直接利用，纯热泵储热在调峰容量和调峰深度方面更具优势，其调峰容量和调峰深度在储热负荷为90 MW时取得最高值，分别可达63.97 MW和10.65%。储能过程中，火储储热，火储-热泵联合储热和热泵储热方式单位负荷的最大调峰容量分别为0.42 MW，0.57 MW和0.71 MW。
图 2 储能过程耦合系统效率
图 3 储能过程调峰容量
图 4 储能过程调峰深度
3.2 释能过程
图5和图6分别为释能过程中不同储热负荷下的系统效率，调峰容量和调峰深度。从图5可以看出，由于熔盐与蒸汽换热时存在温差损失，释能过程耦合系统的效率相较于无储热的电厂热效率更低，且随着储热负荷的增加，释能过程的系统效率逐渐减小。此外，当电厂以更高的负荷运行时，储热负荷的变化对于系统效率的影响更小，当电厂为100%THA，储热负荷为90 MW时，耦合系统效率降低量仅为0.63%，而电厂为30%THA，储热负荷为30 MW时，耦合系统效率降低量则为2.05%。由图6可以看出，释能过程的调峰容量及调峰深度与储热负荷和电厂负荷均呈现正相关关系。释能过程中，不同电厂运行负荷下，单位储热负荷的调峰容量依次为0.30 MW，0.26 MW和0.23 MW。
图 5 释能过程耦合系统效率
图 6 释能过程调峰容量和调峰深度
3.3 储/释能全过程分析
表2展示了根据储/释能过程中不同热负荷制定的6种全过程运行策略。图7～9分别为火储-热泵联合的储热形式在不同储能释能策略下全过程的系统效率、调峰容量和调峰深度。从图7可以看出，储能过程和释能过程热负荷相同时，耦合系统循环效率随着储热负荷的提高而降低，但降幅较小，当储释热负荷为90 MW时，100%THA运行的循环过程仅有0.16%的效率降低，而通过图8和图9可以看出，此时的调峰容量和调峰深度则可达78.29 MW和13.04%。因此，储热的增加对于电厂的灵活运行是有利的。当储能过程热负荷一定时，释能过程热负荷越低，耦合系统效率越高；当释能过程热负荷一定时，储能过程热负荷越高耦合系统效率越高。这是由于释热过程中未利用的部分，可以作为备用热源，用于其他场景。从图8和图9可以看出，储/释能过程热负荷越高的策略，耦合系统的调峰容量和调峰深度也越大，如100%THA、75%THA和30%THA工况下的调峰容量和调峰深度最大的均为策略c，然而此时的系统效率在不同电厂运行工况下均为最低。当电厂以不同负荷运行时，对于储释热负荷相同的a，b和c三个运行策略，其储/释能循环过程的单位热负荷调峰容量依次为0.87 MW，0.79 MW和0.74 MW。
表 2 全过程不同储释能策略
图 7 耦合系统全过程效率
图 8 耦合系统全过程调峰容量
图9 耦合系统全过程调峰深度
3.4 不同耦合方案分析
为了更好地探究纯火储储能中储/释能过程不同的蒸汽提取和释放位置对耦合系统的影响，提出四种不同的耦合方案，并分析了四种方案在30%THA工况储能和75%THA工况释能的系统性能。四种方案具体如下。
方案R1：图1所示方案；
方案R2：储能时，提取高压缸HPT入口的部分再热蒸汽和CT2中的低温熔盐换热，换热后的蒸汽进入低压缸LPT1入口；释能过程与R1一致；
方案R3：储能时，提取中压缸IPT入口的部分主蒸汽和CT2中的低温熔盐换热，换热后的蒸汽进入低压缸LPT1入口；释能过程与R1一致；
方案R4：储能过程与R1一致；释能时，通过旁路将部分给水泵出口水加热到锅炉给水温度，储能过程与R1一致。
图10和图11展示了四种方案在30%THA工况下抽取相同蒸汽流量时耦合系统的电功率、调峰容量、蓄热量、系统效率和调峰深度。可以看出，当从中压缸抽取再热蒸汽，并在其放热后返回除氧器时，会同时降低蒸汽在中压缸和低压缸的做功，导致汽轮机输出功率降低显著，为21.03 MW。但由于此时抽取的蒸汽放热充分，因此调峰容量、调峰深度和蓄热量更大。当抽取主蒸汽或再热蒸汽，并在其释热后返回低压缸入口时，仅会降低蒸汽在中压缸的做功，对汽轮机的输出功率影响不明显，如方案R3，仅能降低6.54 MW。此外，当电厂以低负荷运行时，更大的蓄热量对耦合系统效率的贡献更为显著。在方案R1和R4中，其蓄热量为68.51 MW，使得耦合系统效率相较于无储热配置电厂效率提高0.12%。储能过程中，方案R1~R4的单位储热负荷的调峰容量分别为0.31 MW，0.77 MW，0.61 MW和0.31 MW。可以看出，方案R2的储热模式能够以更低的储热负荷实现储能过程中更高的调峰性能。
图 10 储能过程耦合系统电功率、调峰容量和蓄热量
图 11 储能过程耦合系统效率和调峰深度
图12展示了4种方案在75%THA工况下释能过程耦合系统的电功率、调峰容量调峰深度和系统效率。可以看出，方案R4释能过程的电功率、调峰容量和调峰深度表现最优，这是由于其在释能时将抽取的除氧水直接加热并送至锅炉，使得通过汽轮机的蒸汽流量变大，汽轮机做功提高，大幅增加了电功率、调峰容量和调峰深度。方案R2和方案R3的储能过程的蓄热量低且释能过程中部分蒸汽仅通过低压缸做功，导致输出电功率、调峰容量和调峰深度较低。释能过程的耦合系统效率基本一致且耦合系统效率均低于无储热的火电厂效率，其原因在于释能时熔盐和蒸汽存在较大的温差，会有较大的热损失，进而导致效率降低。释能过程中，方案R1~R4的单位储热负荷的调峰容量分别为0.27 MW，0.26 MW，0.26 MW和0.33 MW。可以看出，由于热能品质显著降低，方案R2和方案R3的单位储热负荷的调峰容量在释能过程中的降低最为显著。
图 12 释能过程耦合系统电功率、调峰容量、调峰深度和系统效率
图13为储/释能全工况下耦合系统性能情况，其中，设置循环周期10 h，储能5 h，释能5 h。整个循环周期储热过程处于30%THA工况，释能过程处于75%THA工况。由图可知，储能过程中蒸汽流量一定时，R1和R4的蓄热量最大，R3最小。联合工况下，调峰容量和调峰深度由高到低依次为：R4、R1、R2和R3。方案R1~R4的储/释能循环过程的单位热负荷调峰容量依次为0.57 MW，1.03 MW，0.88 MW和0.63 MW。耦合系统效率由高到低依次为：R4、R1、R3和R2。然而，整个循环周期耦合系统效率相差不大，最大偏差仅为0.431%。综合而言，考虑到方案R4在蓄热量、调峰容量和调峰深度有着较大的优势，且效率略优于其他方案，虽然其单位储热负荷的调峰容量相对较小，方案R4仍然不失为一种优选方案。
图 13 储/释能全过程耦合系统蓄热量、调峰容量、调峰深度和效率
4 结论
本工作主要研究了利用熔盐卡诺电池对火电厂进行灵活性调峰改造，讨论了不同储热负荷的火储储热、火储-热泵联合储热和热泵储热三种形式在储能过程、释能过程和全过程的系统效率、调峰容量和调峰深度的变化情况。随后，针对储/释热过程中蒸汽的提取和释放位置提出了4种不同的耦合方案，并比较了4种方案下耦合系统调峰性能和热力学性能，具体结论如下：
（1）对于储能过程，耦合系统的调峰性能会随着储热负荷的提高而增加，当储热负荷为90 MW时，可以通过纯热泵储热方式获得最高63.97 MW的调峰容量和10.65%的调峰深度。在电厂以高负荷运行时，储热负荷越高，系统效率越低，且热泵储热方式对系统效率的降低更为显著。热泵储热方式在调峰容量和调峰深度方面相较于火储储热更具优势，其单位储热负荷的最大调峰容量相较于火储方式可提高69%。
（2）对于释能过程，耦合系统效率、调峰容量和调峰深度均会随着储热负荷的提高而降低，随着电厂负荷的提高而提高。电厂满负荷运行状态下，90 MW释热负荷对耦合系统效率的影响仅为0.63%。由于换热损失和较低的热能品质，释能过程单位释热负荷的调峰容量往往较低，最高仅为0.3 MW左右。
（3）对于储/释能全过程，储/释热负荷相同时，提高热负荷可以获得较好的调峰性能，同时对耦合系统效率的损失较小。当储/释热负荷均为90 MW，采取火储-热泵联合储热方式的调峰容量和深度分别为78.29 MW和13.04%，此时，单位热负荷调峰容量为0.87 MW，耦合系统效率仅降低0.16%。此外，提高储能过程热负荷同时降低释能热负荷可以有效提高全过程耦合系统效率。
（4）对于不同耦合方案，需要综合考虑其系统效率，调峰性能和单位热负荷调峰容量。抽取主蒸汽并在其释热后送回低压缸，能够有效提高单位储热负荷调峰容量，但蓄热量较低。在储能过程抽取中压缸的再热蒸汽并在其释热后送回除氧器，在释能过程中通过旁路将部分给水加热送入锅炉，通过这种储/释热方式可以获得相对较高的蓄热量、调峰容量和调峰深度以及耦合系统效率，为最优耦合方案。
