“光火儲”一體化發電系統研究

李 斌，王雨萌，張慶來，范林達，劉雅晴，張新敬

（1.華北電力大學能源動力與機械工程學院，河北 保定 071003； 2.中國科學院工程熱物理研究所，北京 100190）

電力行業是碳中和社會建設的中堅力量，實現碳中和的重要途徑就是大力發展風能、太陽能等新能源替代化石能源，以減少二氧化碳排放[1]。但風電和光伏發電出力具有隨機性和波動性，且現有的電力系統靈活性低，所以需要提高除風電和光伏之外其他發電廠的靈活性[2-3]。因此，利用儲能、太陽能來提高火電機組靈活性的“光火儲”一體化發電系統，對可再生能源的高效利用、實現“雙碳”目標具有重要意義。

目前，大多數電廠采用技術相對成熟、可靠性較高、價格較低的鋰電池儲能，以滿足大型火電機組的儲能需求[4-5]。由于其材料采用活躍的金屬鋰，具有燃燒、爆炸風險，且鋰電池一旦著火，沒有有效的滅火手段[6]；從環保性能來看，其生產過程及廢舊電池回收處理都涉及環保問題；從系統規模來講，鋰電池目前主要為10 MW級，單體項目尚未達到百兆瓦級。

相比之下，壓縮空氣儲能存儲介質為不可燃的空氣，系統運行不會發生爆炸；儲、釋能過程中沒有任何化學反應，清潔無污染，對環境友好[7]。此外，中國科學院工程熱物理研究所儲能研發中心自主設計研發了10 MW級先進絕熱壓縮空氣儲能（advanced adiabatic compressed air energy storage，AA-CAES）系統[8-9]，壓縮空氣儲能單機已達到百兆瓦級規模，國際首套100 MW示范系統正在張家口建設中[10]。

近幾年，許多學者開展了燃煤電廠與壓縮空氣儲能（compressed air energy storage，CAES）系統耦合技術的研究[11-12]，結果表明：燃煤電廠與CAES系統耦合后可省去AA-CAES系統的儲熱罐、儲冷罐，節省建造費用。Pan等人[13]以某超臨界350 MW燃煤電廠為研究對象，對火電機組與CAES耦合系統進行了熱力學評價，結果表明，新型CAES系統的往返效率和效率分別達到64.08%和70.01%。作者所在課題組以某350 MW火電機組（CFPP）為研究對象，提出了與10 MW級AA-CAES系統的最佳耦合方案，利用儲能階段的壓縮熱加熱部分凝結水至接近除氧器入口溫度后，將其送入除氧器，降低了凝結水對機組的影響；釋能階段由火電機組5段抽汽加熱壓縮空氣，實現了火電機組與儲能的密切耦 合[14]。但該方案在釋能階段需要由火電機組抽取部分熱量加熱高壓空氣，不利于火電機組的穩定運行。

太陽能發電有光伏發電和光熱發電2種形式[15]。光熱發電近幾年發展快速，與光伏發電相比，具有清潔高效、穩定可靠等優點[16]，且帶儲熱的光熱發電在白天可以將多余的太陽能進行儲存，在夜間或者太陽光照條件不好的情況下繼續發電，這是光伏發電所不具備的。

燃煤電廠與太陽能光熱系統耦合的方案也已經被提出并顯示出良好的前景[17-20]。Zhao等人[21]研究了內蒙古地區首個太陽能燃煤混合電廠（燃煤電廠發電200 MW，太陽能輸出10 MW），并對該電廠進行了經濟可行性分析。作者所在課題組對帶儲熱的太陽能燃煤輔助發電機組進行了分析，在燃煤電廠與太陽能光熱系統耦合的前提下，引入太陽能儲熱裝置，經過模擬選出最佳集成方案，結果顯示，引入儲能裝置后的太陽能輔助燃煤機組日用煤量較之前至少節約7.62 t，解決了太陽能不穩定、時效性差等缺點[22]。

根據以上研究，使用太陽能儲熱罐中的熱量代替火電機組抽汽，既能保證火電機組的穩定運行，又可以提高可再生能源利用效率。本文提出了基于CAES的“光火儲”一體化發電技術，即在10 MW的AACAES系統與CFPP耦合的基礎上，引入帶有儲熱的槽式太陽能發電系統，實現“光火儲”一體化發電。

1 系統描述

本文“光火儲”一體化發電系統包括CFPP系統、CAES系統以及帶儲熱的光熱系統3個子系統。CFPP系統選取某350 MW的供熱機組為研究對象。汽輪機采用哈爾濱汽輪機有限責任公司生產的C280/N350-16.7/537/537型抽汽凝汽式、亞臨界、一次中間再熱、雙缸、單軸汽輪發電機組。給水加熱器布置為“三高四低一除氧”。鍋爐為亞臨界、一次再熱、單爐膛、平衡通風、自然循環汽包HG-1165/17.5-540/540-HM3型鍋爐[23]。

針對該機組，設計了2套同時耦合帶儲熱的光熱系統與CAES系統的方案。

方案1如圖1所示。CAES系統側包括發電機、壓縮機、膨脹機、熱交換器和儲氣罐，與傳統AACAES系統相比，省去了儲熱罐、儲冷罐。在儲能時，過剩電能驅動壓氣機，將空氣壓縮至高壓儲存于儲氣罐，各級壓縮機出口處的高溫空氣經過換熱器將熱量傳遞給CFPP凝結水泵出口的部分凝結水，凝結水吸收了壓縮熱后被引入CFPP的除氧器入口，在此過程中回收儲能過程的壓縮熱，被加熱的凝結水溫度與除氧器入口溫度相近，保證了機組安全穩定運行。釋能時，高壓空氣從儲氣罐中釋放出來，通過節流閥調整至一定壓力后，先進入換熱器，吸收來自CFPP的5號抽汽的熱量，然后進入膨脹機做功；空氣經4級吸熱、膨脹、做功后排入大氣[24]。

圖1 使用方案1的耦合系統示意Fig.1 Schematic diagram of the coupling system with scheme 1

帶儲熱的光熱系統選用槽式太陽能光熱系統，采用噴淋式石子填充床蓄熱罐，傳熱介質選擇導熱油。在有光照的條件下，閥1—閥5均開啟，為光熱系統儲熱階段，部分導熱油進入蓄熱裝置儲熱，同時另一部分導熱油經過油水換熱器加熱從除氧器前端抽取的部分給水，被加熱的給水被送入1號高壓加熱器（高加）前端。當閥1、閥2關閉，閥3、閥4、閥6、閥7開啟時，系統為夜間釋熱階段，導熱油進入蓄熱罐吸收熱量，經油水換熱器將部分給水加熱。

由于方案1在CAES系統釋能階段利用部分CFPP的5號抽汽加熱空氣，在一定程度上影響了CFPP的運行參數，因此，改變CAES系統釋能階段熱量供給方式，利用太陽能蓄熱器中熱量代替方案1中釋能階段的抽汽，構成耦合太陽能儲熱的AA-CAES系統（方案2，見圖2），這樣既保證了火電機組安全運行，又能利用儲熱裝置，克服太陽能的隨機性和波動性，進一步降低火電機組煤耗。

圖2 使用方案2的耦合系統示意Fig.2 Schematic diagram of the coupling system with scheme 2

2 研究方法及模型

本文“光火儲”一體化發電系統采用槽式太陽能集熱蓄熱系統，壓縮空氣側采用改進后的10 MW級AA-CAES系統。使用EBSILON軟件模擬計算。

2.1 燃煤電廠參數

以非采暖季THA工況的運行數據為基礎，在EBSILON平臺上搭建燃煤電廠模型，不考慮汽輪機軸封漏汽。為檢驗所建模型的可靠性，對已有工況的熱力系統性能進行模擬，模擬結果與設計值對比見表1。

表1 某350 MW燃煤機組設計參數仿真結果Tab.1 Simulation results of design parameters of a 350 MW coal fired unit

由表1可知，與設計值相比，本文建立的熱力系統模型計算值最大相對誤差為0.77%，小于工程允許誤差，因此模型可靠性較高。

2.2 CAES系統模擬

CAES系統主要設備有壓縮機、膨脹機、換熱器、儲氣罐、閥門等。儲能階段和釋能階段不同時運行，10 MW級AA-CAES系統示意如圖3所示。

圖3 10 MW級AA-CAES系統示意Fig.3 Schematic diagram of the AA-CAES system

利用EBSILON軟件建立其仿真模型，通過計算模型的相關參數，對設計工況下的AA-CAES系統進行仿真，并做以下假設：

1）空氣為干空氣，主要成分為N2（體積分數75%）和O2（體積分數23%），無其他物質對系統熱力過程造成的影響；

2）不考慮設備、管道的壓力損失及熱量損失；

3）整個工作周期內處于穩定狀態；

4）壓縮機和透平等熵效率為固定值，取88%；

5）環境溫度和壓力分別為25 ℃、101.325 kPa。

為對CAES系統進行熱力學特性分析，首先需要計算儲氣罐所需容積。

1）儲氣罐儲存的能量EC為：

式中：N為壓縮機輸入功率，kW；t為儲能時間，h。 2）儲氣罐容積V為：

式中：p0為大氣壓力，kPa；πz為壓縮機總壓比。

AA-CAES系統儲氣罐設計壓強為10 MPa，儲能時間8 h，儲氣罐計算容積為5225 m3。為防止儲氣罐壓力波動引發末級壓縮機壓比突升，造成氣缸溫度過高，需降低末級壓比設計值。通過調節換熱器換熱能效，將最后一級出口溫度控制在34.85 ℃左右。儲能階段各部件具體參數設計見表2。

表2 儲能階段各部件具體參數設計Tab.2 Design parameters of each component in energy storage stage

AA-CAES系統釋能階段壓強設為7 MPa，釋能時間為4.2 h，膨脹機為4級透平，換熱器為4級換熱，膨脹機及儲氣罐具體參數設計見表3、表4。

表3 釋能階段膨脹機及儲氣罐參數設計Tab.3 Design parameters of the expander and gas tank in energy release stage

表4 儲氣罐設計參數Tab.4 Design parameters of the of gas tank

2.3 太陽能儲熱系統模擬

采用我國北方某地夏至日12:00的太陽能輻射數據，傳熱介質列間距為12.5 m，采用LS-2典型槽式集熱器，采集器總長度1920 m，收集器數量為6，總開口面積為46080 m2。采用新型噴淋式石子填充床式蓄熱器，罐體為圓柱形，內部充滿石子，傳熱流體為高溫導熱油。蓄熱開始后，導熱油經過噴淋裝置分流成若干液柱噴淋至填充床表面滲流向下，并與石子填充床的石子發生換熱，將熱存儲起來，直到蓄熱器的出口溫度與進口溫度近似相等時，蓄熱過程結束。

2.4 評價指標

“光火儲”發電系統是一種多能源輸入的復雜能量系統。本文通過熱耗率、發電煤耗、效率等指標來進行分析評價。

1）熱耗率

熱耗率表示機組每發出1 kW·h電量時消耗的熱量，計算式為：

式中：q0為熱耗率，kJ/(kW·h)；Dgs、Dzr、Dgr為給水流量、再熱蒸汽流量、供熱抽汽流量，kg/s；Hgs、Hzr、Hgr為給水焓增、再熱蒸汽焓增、供熱焓增，kJ/kg。

2）標準發電煤耗率

標準發電煤耗率的計算公式為：

式中：bs為標準發電煤耗率，g/(kW·h)；B0為標準煤耗量，g；W為機組實際發電量，kW·h。

式中：ηex為效率；EX,out為收益，即離開系統的各項值之和，MW；EX,in為投入，即進入系統的各項值之和，MW。

表5 系統主要部件效率計算公式Tab.5 Calculation formula of exergy efficiency for major devices of the system

表5 系統主要部件效率計算公式Tab.5 Calculation formula of exergy efficiency for major devices of the system

部件 投入images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png 收益images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png效率 汽輪機 進出口工質images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png差Ex2-Ex1 對外輸出的有用功W 2 1 x x W E E- 壓氣機、泵 外界耗功W 進出口工質images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png差 Ex2-Ex1 2 1 x x E E W- 換熱器 熱流體進出口差Ex1-Ex2 冷流體進出口images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png差1 2 x x E E-＇ ＇ 1 21 2 x x x x E E E E-＇ ＇- 節流閥 工質進口images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.pngEx1 工質出口images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.pngEx2 2 1 x x EE

4）售電收益

售電收益表示通過在谷段電價時買電儲能，在釋能階段釋能賣電，從而獲得的收益。

式中：S為通過峰谷電價一體化系統的售電收益，元；K1為購電費用，元/(kW·h)；Win為壓縮機耗功，MW；T1為儲電時間，h；K2為售電費用，元/(kW·h)；Wout為輸出電功率，MW；T2為售電時間，h。

3 結果與討論

3.1 熱力特性

對350 MW燃煤機組非采暖季THA工況的性能進行評估，做以下假設。

1）CAES儲能階段為儲氣罐從空罐加入氣體直至儲滿，釋能階段為由滿罐釋空。

2）以1天為1個周期，時間分配如下：取晚間無光照條件下釋熱儲能8 h、釋熱釋能2.1 h；白天光照條件下，開啟光熱系統的儲熱模式，同時儲熱釋能2.1 h，CAES系統不儲能不釋能（不儲不釋），太陽能系統儲熱11.8 h。

系統熱力性能數據見表6。

表6 系統熱力性能Tab.6 Thermal performance of the system

在儲能過程中，CAES系統消耗9.62 MW電力，儲能時間為8 h。CAES系統儲能過程釋放的熱量用來加熱凝結水，將帶儲熱的光熱系統中的熱量傳遞給燃煤機組的給水。此過程中，保持火電機組總發電功率恒定，即會引起煤耗率降低：CFPP+ CAES系統的煤耗率降低1.44 g/(kW·h)，方案1、方案2的煤耗率均降低2.65 g/(kW·h)。

釋能過程中，可產生10.03 MW的功率，CFPP煤耗率為322.54 g/(kW·h)。由于燃煤電廠的汽輪機抽汽作為熱源加熱空氣，CFPP+CAES、方案1煤耗率提高，分別為324.69、323.73 g/(kW·h)；方案2采用太陽能的熱量，煤耗率降低到321.62 g/(kW·h)。

圖4為各階段節煤量對比。由圖4可以看出：在儲能階段，CFPP+CAES系統節煤3.76 t，方案1、方案2在加入太陽能的熱量后節煤6.90 t；在釋能階段，CFPP+CAES系統多消耗2.93 t煤，方案1多消耗1.61 t煤，方案2節煤1.31 t，這是由于方案2的CAES系統釋能并沒有對火電機組產生影響；在不儲不釋階段，方案1、方案2相當于太陽能輔助燃煤機組，均節煤2.87 t，CFPP+CAES系統相當于CFPP系統正常運行。

圖4 各階段節煤量對比Fig.4 Comparison of coal saving in each stage

取1天24 h作為1個周期，可計算出在整個周期內：CFPP+CAES系統節省標煤約0.83 t，方案1節省標煤約8.15 t，方案2節省標煤約11.07 t。由此可見，在加入太陽能系統后，節煤量明顯增加，且方案2節煤量是方案2的1.36倍。

實際運行過程中，相比于CFPP，CFPP+CAES系統的平均熱耗率下降了1.93 kJ/(kW·h)（圖5）。

圖5 不同系統平均熱耗率Fig.5 The average heat rates of different systems

由于儲能時壓縮機消耗電能轉化為凝結水的熱能，耦合后方案熱耗率降低；而釋能時消耗了汽輪機抽汽的熱量，CFPP+CAES系統熱耗率有所提高。方案1、方案2平均熱耗率分別降低了24.55、 33.5 kJ/(kW·h)，主要原因是白天太陽能集熱裝置加熱給水，提升了機組熱效率，方案2熱耗率降低最多。

同理，CFPP+CAES系統、方案1、方案2的平均標準煤耗率均有所降低，其中方案2降低幅度最大，較CFPP+CAES系統下降了1.30 g/(kW·h)，低于原始CFPP（圖6）。

圖6 不同系統平均標準煤耗率Fig.6 The average standard coal consumption rates for power generation in different systems

3.2 CAES系統分析

取方案1為例，圖7給出了CFPP+CAES系統CAES側主要設備的輸入、輸出和損失。圖中A代表壓縮機，B代表膨脹機，C代表換熱器。對于整個CAES，主要輸入輸出為電能，儲能階段輸入76.96 MW·h的電能，釋能階段輸出42.13 MW·h的電能。在與火電機組耦合后，增加了與火電機組的傳遞，儲能時火電廠從壓縮機的壓縮空氣中吸收18.58 MW·h值，釋能時從汽輪機進行抽汽，輸送17.14 MW·h值到空氣中。

圖7 CFPP+CAES耦合系統儲能釋能過程CAES側 損失（MW·h）Fig.7 Diagram of exergy loss in the process of energy storage and release of CAES in the CFPP+CAES (MW·h)

圖8 3個系統中CAES系統具體部件損失對比Fig.8 Comparison of exergy loss of specific component in CAES between three systems

圖9 3個系統中CAES具體部件效率對比Fig.9 Comparison of exergy efficiency of each component in CAES system of three systems

3.3 經濟性分析

以某市2019年運行的峰谷電價制度（表7）為參考，假設“光火儲”一體化系統年運行時間按 332天計算，即儲能2656 h，釋能1394 h。每季度運行83天，每天儲電8 h，在谷段電價時儲能，電站購電費用為826.81萬元。系統每天售電4.2 h，輸出電功率按10 MW計算。

表7 某市2019年峰谷分時電價標準Tab.7 The time of use electricity price standard of peak valley in a city in 2019

CAES系統釋能所處時間在尖峰電價、峰段電價或峰平段電價時間段。經計算，得到“光火儲”一體化系統每年的售電收益：

峰段售電收益（在夏季以尖峰電價出售，其余時間段以峰段電價出售）為1872.30萬元。

峰平段售電收益為1094.19萬元。

即售電收益最高為峰段售電時的收益，除去購電費用，“光火儲”一體化發電系統年凈售電收益最大為1045.49萬元。

4 結論

1）以某350 MW火電機組為研究對象，提出了與10 MW級AA-CAES系統及太陽能儲熱系統耦合的2種“光火儲”一體化方案：方案1采用帶儲熱的光熱系統直接與燃煤機組耦合，加熱給水，CAES系統釋能階段利用部分汽輪機抽汽與高壓空氣進行換熱；方案2用蓄熱器中部分熱量加熱CAES釋能階段的高壓空氣，以保證火電機組安全運行。通過EBSILON軟件模擬驗證了方案的可行性。

2）模擬結果表明，方案2的熱力性能最優，煤耗率全周期內均降低，且節煤量是方案1的1.36倍，1天節約標煤11.07 t。方案1的效率為66.02%，方案2的效率為68.81%，方案2較純AA-CAES系統（52.32%）提升了16.49%。5—8號換熱器效率較低，可以采取降低換熱器損失的方法來提高系統效率。

3）根據2019年某市峰谷分時電價標準，CAES系統售電電價為峰段電價或峰平段電價，計算得到“光火儲”一體化系統每年的峰段售電收益為 1872.30萬元，峰平段售電收益為1460.70萬元，電站購電費用為983.52萬元，即該系統每年凈售電收益最大為888.78萬元。