熔鹽儲能在燃氣蒸汽聯合循環系統中的應用研究

范玲萍, 劉可亮

(杭州鍋爐集團股份有限公司， 杭州 310021)

燃氣-蒸汽聯合循環發電技術是一種具有效率高、能耗低、啟動快、可用率高、操作方便等特點的清潔發電技術，發展該技術對我國的電力供應具有十分重大的意義[1]。燃氣-蒸汽聯合循環發電機組(CCPP)主要由燃氣輪機(簡稱燃機)、蒸汽輪機(簡稱汽機)、余熱鍋爐、發電機組成，其工作原理是將燃機中在高溫區工作的布雷頓循環與汽機中在中低溫區工作的蒸汽朗肯循環結合，組成聯合發電系統。

近年來，我國CCPP裝機容量不斷增大，但是用電負荷不均勻：在用電高峰時，CCPP基本滿負荷運行；在用電低谷時，CCPP大多需要降低負荷運行。CCPP在低負荷運行時，熱耗率、廠用電耗率明顯上升，發電成本增加，經濟效益降低。一臺9FA型單軸聯合循環機組，機組在低負荷運行與滿負荷運行相比，機組負荷率為80%、60%、40%時，熱耗率分別增加了4%、8%、20%[2]。

儲能技術作為一種未來能源結構轉變和電力生產消費方式變革的戰略性支撐技術，可以解決發電的間歇性和隨機波動性問題，提高電力系統調峰能力，應對電網的突發性故障，滿足經濟社會發展對優質、安全、可靠供電的要求[3]。熔鹽作為熔融狀態的無機鹽，具有熱穩定性好、儲熱密度高、使用壽命長、黏度低、成本低等特點，已成為一種高效的傳熱蓄熱介質。目前，工程中所應用的熔鹽主要為氟化物、碳酸鹽、氯化物、硝酸鹽以及其共晶體。考慮到氟化物和氯化物的腐蝕性特別強，碳酸鹽的穩定性較差，而硝酸鹽具有熔點低、熱分解溫度高、腐蝕性弱等優點，因此將其作為儲能技術應用及研究最廣泛使用的熔鹽。目前，世界上已建的和在建的太陽能光熱發電項目主要采用高溫硝酸鹽作為儲熱介質。美國于1984 年在Albuquerque建造了750 kW的熔鹽發電實驗裝置，其傳熱和儲熱介質為硝酸熔鹽[4]。國內2016年中控德令哈10 MW太陽能塔式熱發電項目完成改造并投產，其傳熱和儲熱介質也為硝酸熔鹽[5]。

筆者將熔鹽儲能技術與燃氣-蒸汽聯合循環系統有效結合起來，分析了運行方式對系統運行參數及經濟性的影響，以達到提高機組效率、節能減排的目的。

1 系統熱力流程

圖1為筆者所提出的熔鹽儲能技術與燃氣-蒸汽聯合循環系統相結合的流程示意圖。熔鹽儲能過程主要依靠低溫熔鹽罐、低溫熔鹽泵、熔鹽加熱器、高溫熔鹽罐等；熔鹽釋能過程依靠高溫熔鹽罐、高溫熔鹽泵、熔鹽蒸汽發生裝置、低溫熔鹽罐等。熔鹽可采用低熔點硝酸鹽，為了防止高溫熔鹽分解，熔鹽最高使用溫度不超過590 ℃，為了防止低溫熔鹽凝固，熔鹽最低使用溫度應高于85 ℃。整個系統中熔鹽管路及相關設備均考慮設置疏鹽裝置，當系統停止工作時，熔鹽可以快速排出，提高系統的安全性；進入高溫熔鹽儲罐及低溫熔鹽儲罐的管道均考慮采用分配管，使熔鹽分布均勻，防止熔鹽溫度分層。該系統將熔鹽儲能與燃氣-蒸汽聯合循環系統相耦合，當能量需求降低時，燃氣-蒸汽聯合循環系統中燃機設備不降負荷運行，利用熔鹽儲能系統進行儲能；當能量需求提高時，利用熔鹽儲能系統進行釋能。

圖1 帶熔鹽儲能技術的燃氣-蒸汽聯合循環系統流程示意圖

現以典型的9E級燃氣-蒸汽聯合循環系統為例，對系統運行的情況進行介紹：

(1) 當能量需求較高時，系統處于滿負荷運行，直接提供能量給用戶，不進行儲能，來自凝汽器的冷凝水通過凝結水給水泵升壓后送入雙介質燃機余熱鍋爐的省煤器、蒸發器及過熱器進行加熱，產生對應壓力及溫度的蒸汽進行發電或供熱，該模式與常規燃氣-蒸汽聯合循環系統的運行模式相同。

(2) 當能量需求提高或需要對外供熱時，系統進入釋能模式。高溫熔鹽罐內的高溫熔鹽經過高溫熔鹽泵送入熔鹽蒸汽發生裝置的過熱器、蒸發器及預熱器中，將凝結給水加熱成需要的蒸汽(或熱水)，實現發電或對外供熱，高溫熔鹽經過逐級釋放能量后成為低溫熔鹽，儲存在低溫熔鹽罐內。

(3) 當能量需求降低時，系統進入儲能模式。低溫熔鹽罐中低溫熔鹽經過低溫熔鹽泵送入雙介質燃機余熱鍋爐加熱，經加熱產生的高溫熔鹽儲存在高溫熔鹽罐內。圖1中熔鹽加熱器僅為一級，根據實際調整負荷的需要，雙介質燃機余熱鍋爐中的熔鹽加熱器受熱面位置可調整，并可設計為一級或多級。

2 系統特性分析

2.1 不投入熔鹽儲能

在不同負荷下，該系統不投入熔鹽儲能時的特性分析見表1。

表1 系統不投入熔鹽儲能時的運行參數

在環境條件一定的情況下：對于燃機，隨著負荷下降，燃機效率逐漸降低，當燃機從100%額定負荷降到30%額定負荷時，燃機效率從33.14%降低至20.94%，降低了12.20百分點，主要是由于燃機滿負荷運行時，壓氣機進口導葉處于全開狀態，進口流動損失最小，而燃機在75%、50%及30%額定負荷運行時，進口導葉部分打開，流動進氣損失增大；對于余熱鍋爐，在100%、75%及50%額定負荷時，余熱鍋爐效率變化不明顯，而在30%負荷時，余熱鍋爐效率明顯下降，主要是由于在100%、75%及50%額定負荷時，燃機排氣質量流量減小，燃機排氣溫度變化不大，余熱鍋爐吸熱整體前移，排煙溫度略有下降，而在30%額定負荷時，燃機排氣質量流量和排氣溫度都明顯下降，余熱鍋爐吸熱后移，排煙溫度上升，故余熱鍋爐效率明顯下降；對于汽機，隨著負荷下降，汽機效率逐漸降低，主要是由于汽機在100%額定負荷運行時，內耗小，內效率高，而汽機在75%、50%及30%額定負荷運行時，內耗增加，內效率降低。

2.2 投入熔鹽儲能

在不同負荷下，該系統投入熔鹽儲能時的特性分析見表2。在能量需求降低時，考慮燃機排氣全部用于熔鹽儲熱，鍋爐及汽機不投入運行。考慮到熔鹽超過最高使用溫度會出現分解，而低于最低使用溫度會出現凝固的問題，根據熔鹽物性，熔鹽儲能使用溫度為120～560 ℃，燃機排氣均按照煙溫降到140 ℃進行計算。

表2 系統投入熔鹽儲能時的運行參數

若要求發電功率為140.3 MW，按照傳統燃氣-蒸汽聯合循環系統運行模式，燃機降低到65%額定負荷，燃機效率約為28%；按照帶熔鹽儲能的燃氣-蒸汽聯合循環系統，燃機為100%額定負荷運行，燃機效率為33.1%，燃機排氣可利用12 271 t低溫熔鹽進行儲能。以此進行分析可以看出，與傳統燃氣-蒸汽聯合循環系統運行模式相比，帶熔鹽儲能的燃氣-蒸汽聯合循環系統的燃機效率至少能夠提高18%左右。該系統的燃機排氣全部利用低溫熔鹽進行儲能，為了增強系統調節能力，根據電廠實際情況，燃機排氣也可考慮部分利用低溫熔鹽進行儲能，部分用于發電或供熱等。

3 經濟性分析

帶熔鹽儲能的燃氣-蒸汽聯合循環系統的經濟性與用能模塊的具體配置密切相關，特別適合于日間用電供熱需求量大，夜間用電供熱需求量小的區域，由于用能模塊的具體配置不同，經濟型分析亦不同。筆者僅對帶熔鹽儲能的燃氣-蒸汽聯合循環系統中，燃機排氣全部利用低溫熔鹽儲能并用于供熱釋能的經濟性進行初步分析，結果見表3(未投入熔鹽儲能系統的機組效率為發電效率，投入熔鹽儲能系統的機組效率為熱電綜合利用效率)。

表3 未投入與投入熔鹽儲能的系統經濟性對比

由表3可見：在能量需求降低時，采用投入熔鹽儲能系統的運行收益增加顯著，但隨著用電負荷降低，收益會相對減少，但在用電量降為70.000 MW時，仍然可以保證每年3 909萬元的收益。通過將熔鹽儲能技術與燃氣-蒸汽聯合循環系統有效結合起來，可有效解決能源供給與終端能源消費在時間分布上的不平衡問題，提高了能源利用率，實現了節能環保，增加了電廠總收益。

4 結語

將熔鹽儲能技術應用在燃氣-蒸汽聯合循環系統中，在能量需求降低時，利用熔鹽儲能進行系統調節，在能量需求增大時，利用儲存的高溫熔鹽釋能，可提高電力系統的能源優化配置能力。通過對傳統燃氣-蒸汽聯合循環系統運行模式與帶熔鹽儲能的燃氣-蒸汽聯合循環系統運行模式的對比分析，可看出帶熔鹽儲能的燃氣-蒸汽聯合循環系統具有非常高的經濟效益，應用前景廣闊。