集成熔鹽儲能的燃煤機(jī)組多區(qū)間變負(fù)荷瞬態(tài)特性

摘要：熔鹽儲能與燃煤機(jī)組的集成系統(tǒng)在多區(qū)間變負(fù)荷下的瞬態(tài)特性不明是制約系統(tǒng)靈活高效運(yùn)行的關(guān)鍵問題，為了闡明集成系統(tǒng)在多區(qū)間變負(fù)荷瞬態(tài)過程中的靈活性提升潛力與能耗特性，采用重構(gòu)負(fù)荷指令的控制策略進(jìn)行集成系統(tǒng)的升、降負(fù)荷過程，隨后分析了不同負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時集成系統(tǒng)的變負(fù)荷性能，獲得了集成系統(tǒng)的最大變負(fù)荷速率與系統(tǒng)能效。研究結(jié)果表明：在某660 MW燃煤機(jī)組中，高、低負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)的最大降負(fù)荷速率均可提升至7.0% min^-1，此時蒸汽分流比分別為0.5、0.6；高負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時集成系統(tǒng)的平均煤耗率比低負(fù)荷區(qū)間低7.0 g·（kW·h）^－1以上；高負(fù)荷區(qū)間升/降負(fù)荷時集成系統(tǒng)煤耗率降幅/增幅大于低負(fù)荷區(qū)間，約為1.0 g·（kW·h）^－1；高負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時集成系統(tǒng)的往返平均煤耗率低于低負(fù)荷區(qū)間，約為7.0 g·（kW·h）^－1。滿足變負(fù)荷速率要求的前提下，為降低集成系統(tǒng)煤耗率，應(yīng)選擇較小的低壓缸入口蒸汽分流比與較大的凝結(jié)水分流比。獲得的集成熔鹽儲能的燃煤機(jī)組變負(fù)荷性能為集成系統(tǒng)的靈活高效運(yùn)行提供了參考。

關(guān)鍵詞：燃煤機(jī)組；熔鹽儲能；瞬態(tài)特性；變負(fù)荷區(qū)間

中圖分類號：TM621 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI：10.7652/xjtuxb202505002 文章編號：0253-987X（2025）05-0012-11

Transient Performance of Coal-Fired Power Plant Integrated with Molten

Salt Energy Storage System Under Variable Load Intervals

WANG Zhu¹， LIU Shuangbai²， HU Yuou³， CUI Fubo³， LIU Ming¹， YAN Junjie¹

（1. State Key Laboratory of Multiphase Flow in Power Engineering， Xi’an Jiaotong University， Xi’an 710049， China;

2. North China Electric Power Research Institute Co.， Ltd.， Beijing 100045， China;

3. North China Branch of State Grid Corporation of China， Beijing 100053， China）

Abstract：The transient performance of the system integrating coal-fired power plant with the molten salt energy storage system are unknown under variable load intervals and this is the key issue that constrains the flexible and efficient operation of the system. In order to identify the flexibility enhancement potential and energy consumption characteristics of the integrated system during the transient process under variable load intervals， the control strategy by reconfiguring load command was adopted to complete the load down and up processes of the integrated system. In addition， the variable load performance of the coal-fired power plant with the molten salt energy storage system was analyzed when the plant is operating under variable load intervals to obtain the maximum variable load rate and system energy efficiency of the integrated system. The results show that： Taking 660 MW coal-fired power plant as a case， the maximum load down rate of the integrated system under high and low load intervals can be increased to 7.0% min^－1， at which time the steam diversion ratio was 0.5 and 0.6， respectively. The average coal consumption rate of the integrated system during the operation in high load intervals is lower than that in low load intervals by more than 7.0 g·（kW·h）^－1. The decrease/increase of coal consumption rate of the integrated system during the high load interval is larger than that of the low load interval， about 1.0 g·（kW·h）^－1. The round-trip average coal consumption rate of the integrated system in the high load interval is about 7.0 g·（kW·h）^－1， lower than that in the low load interval. With the variable load rate requirements met， a smaller low-pressure cylinder inlet steam diversion ratio and a larger condensate diversion ratio should be selected to reduce the coal consumption rate. The obtained variable load performance of the coal-fired power plant integrated with molten salt storage system can provide some technical guidance for efficient operation of the integrated system.

Keywords：coal-fired power plant; molten salt energy storage; transient performance; variable load interval

為實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，我國正構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，但是，隨著波動性、間歇性的可再生能源在整個電力系統(tǒng)中的滲透率快速提升，電力系統(tǒng)的安全性受到了沖擊^［1］。煤電仍承擔(dān)著能源安全的兜底保障作用。截至2023年，煤電裝機(jī)占比尚不足40%，但承擔(dān)了全國70%的頂峰保供任務(wù)。2024年8月6日，國家發(fā)展和改革委員會印發(fā)了《加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)行動方案（2024—2027年）》，文中指出：“推動煤電機(jī)組深度調(diào)峰、快速爬坡等高效調(diào)節(jié)能力進(jìn)一步提升，更好發(fā)揮煤電的電力供應(yīng)保障作用，促進(jìn)新能源消納”。因此，大幅提升煤電運(yùn)行靈活性迫在眉睫^［2］。

儲能技術(shù)可實(shí)現(xiàn)能量的時空轉(zhuǎn)移，與煤電機(jī)組集成后可有效增強(qiáng)系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻能力^［3-4］。熔鹽儲能是一種能量密度高、儲熱時間長、規(guī)模化成本低的儲能技術(shù)^［5］，眾多學(xué)者已對熔鹽儲能系統(tǒng)與燃煤機(jī)組的集成方式展開了深入研究。Ma等將高溫熔鹽儲熱耦合到某670 MW燃煤機(jī)組中，調(diào)峰深度高達(dá)90.2%^［6］。Cao等證明了通過附加熱力循環(huán)將高溫儲熱罐與熱電廠耦合的可行性，在某600 MW的亞臨界燃煤機(jī)組中，耦合300～700 ℃之間工作的某儲熱單元后，系統(tǒng)往返效率可達(dá)44.18%^［7］。Krueger等證明了外部儲熱系統(tǒng)集成到電廠技術(shù)在改善機(jī)組變負(fù)荷速度和低負(fù)荷運(yùn)行方面的可行性^［8］；并將儲熱罐與某800 MW熱電廠耦合，儲熱過程中機(jī)組功率降低了3%～4%，釋熱過程中機(jī)組功率增加了2%～5%^［9］。鄒小剛等^［10］提出了多種熔鹽儲熱與煤電機(jī)組耦合方式，發(fā)現(xiàn)儲熱過程采用電加熱熔鹽系統(tǒng)最優(yōu)，且調(diào)峰響應(yīng)速度快，工藝系統(tǒng)簡單，安全性高。Li等^［11］采用了提取煙氣加熱熔鹽進(jìn)行儲熱的方式，在某660 MW機(jī)組中，采用80 MW·h的熔鹽儲能系統(tǒng)后，機(jī)組的調(diào)峰深度增加了10%，同時提出了耦合熔鹽蓄熱器熱力系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制方法，火電機(jī)組輸出功率的響應(yīng)速度提高了39.12%。Liang等^［12］提出了采用有機(jī)朗肯循環(huán)獲得的熱熔鹽用于加熱高壓給水從而提高系統(tǒng)運(yùn)行靈活性的方法，發(fā)現(xiàn)在某660 MW的燃煤機(jī)組中，耦合某0.7 MW的有機(jī)朗肯循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)與200～515 ℃之間工作的某儲熱單元后，發(fā)電量可迅速提高6.8%。劉亨等^［13］將高溫熔鹽儲罐集成到熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組中，通過凝結(jié)水與高溫熔鹽換熱滿足供熱需求，在某300 MW亞臨界燃煤機(jī)組中，耦合70 kW的熔鹽儲能系統(tǒng)后，機(jī)組電負(fù)荷增加了16.7 MW。Tang等^［14］將熔鹽儲能集成到了熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組中，在某350 MW的燃煤機(jī)組中，最大可調(diào)功率負(fù)荷增加17.13 MW，最小可調(diào)功率負(fù)荷減少12.01 MW。

在運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化方面，Li等^［15］將熔鹽儲熱罐耦合到某600 MW燃煤機(jī)組中，最低負(fù)荷由30%降低至19.8%，隨后通過分流比、熱罐溫度、熔鹽流量等參數(shù)優(yōu)化，進(jìn)一步降低最低負(fù)荷至18.3%。Wei等^［16］ 指出抽汽參數(shù)和運(yùn)行負(fù)荷對耦合熔鹽儲熱的燃煤機(jī)組性能影響大。Li等^［17］提出了高溫儲能與電廠耦合時不同充放熱策略，發(fā)現(xiàn)抽汽點(diǎn)設(shè)置在中壓缸入口時，在某600 MW超臨界機(jī)組中，功率輸出最大相對減少量為13.3%，同時集成系統(tǒng)對負(fù)荷需求變化具有更快的動態(tài)響應(yīng)。Miao等^［18］設(shè)計了多種熔鹽儲能與煤電機(jī)組集成的系統(tǒng)構(gòu)型，在某600 MW超臨界機(jī)組中，可將煤電的最低負(fù)荷降低至16%左右，隨后通過電加熱裝置實(shí)現(xiàn)了煤電機(jī)組零功率輸出。Sun等^［19］提出了熔鹽儲能與燃煤電站集成的系統(tǒng)配置，通過遺傳算法優(yōu)化參數(shù)，在某600 MW機(jī)組中，可將系統(tǒng)最低負(fù)荷降低至10.47%。

目前，有關(guān)熔鹽儲能技術(shù)研究主要集中在集成方式優(yōu)化^［20］及運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化^［21］上。但是，為消納大規(guī)模并網(wǎng)的可再生能源發(fā)電，煤電機(jī)組需進(jìn)行頻繁變工況^［22］，長期處于瞬態(tài)過程中，亟需進(jìn)一步分析在不同區(qū)間下熔鹽儲能與煤電機(jī)組集成系統(tǒng)的變負(fù)荷性能。本文闡述了熔鹽儲能系統(tǒng)與燃煤機(jī)組的集成方式，以某660 MW燃煤機(jī)組為例，研究集成系統(tǒng)在不同區(qū)間下的變負(fù)荷特性，分析多種分流比下集成系統(tǒng)的最大變負(fù)荷速率與能效變化規(guī)律，提出了適用于不同變負(fù)荷區(qū)間的集成系統(tǒng)往返效率最大化的運(yùn)行策略，該結(jié)果對集成熔鹽儲能的燃煤機(jī)組運(yùn)行優(yōu)化具有指導(dǎo)意義。

1 集成系統(tǒng)

1.1 工質(zhì)流程

本文選取的熔鹽儲能系統(tǒng)與燃煤機(jī)組的集成方式如圖1所示。集成系統(tǒng)有儲熱和釋熱兩種運(yùn)行模式。抽取部分低壓缸入口蒸汽作為儲能系統(tǒng)的熱源，與冷熔鹽換熱后返回凝汽器；同時，燃煤機(jī)組做功工質(zhì)流量降低，輸出功率下降，可用于輔助機(jī)組降負(fù)荷。抽汽凝汽器出口的凝結(jié)水作為儲能系統(tǒng)的冷源，與熱熔鹽換熱后返回除氧器入口；此時，凝結(jié)水量降低引起燃煤機(jī)組抽汽流量降低，做功工質(zhì)流量增加，輸出功率上升，可用于輔助機(jī)組升負(fù)荷。

綜上所述，機(jī)組降負(fù)荷過程中可抽取部分低壓缸入口蒸汽進(jìn)入熔鹽儲能系統(tǒng)，獲得熱熔鹽；將這部分熱熔鹽用于升負(fù)荷過程中加熱凝結(jié)水。

低壓缸入口蒸汽分流比α_l為

α_l=G_l，fG_l，i （1）

式中：G_l，f為進(jìn)入熔鹽儲能系統(tǒng)的蒸汽流量；G_l，i為初始低壓缸入口蒸汽流量。

凝結(jié)水分流比α_c為

α_c=G_c，fG_c，i （2）

式中：G_c，f為進(jìn)入熔鹽儲能系統(tǒng)的凝結(jié)水流量；G_c，i為初始凝結(jié)水流量。

1.2 控制策略

集成系統(tǒng)的控制策略如圖2所示，外部負(fù)荷要求指令通過負(fù)荷處理部分生成燃煤機(jī)組負(fù)荷指令^［23］與儲能系統(tǒng)負(fù)荷指令，將燃煤機(jī)組負(fù)荷指令送入主控制器，通過功率偏差與壓力偏差獲得鍋爐負(fù)荷指令M_B與汽機(jī)負(fù)荷指令M_T，通過給水/煤量與調(diào)節(jié)汽門開度控制機(jī)組的主汽壓與功率；將儲能系統(tǒng)負(fù)荷指令M_E送入儲能系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)系統(tǒng)中，通過調(diào)節(jié)汽門開度控制儲能系統(tǒng)功率。其中，鍋爐負(fù)荷指令、汽機(jī)負(fù)荷指令、儲能系統(tǒng)負(fù)荷指令的計算方法如下。

M_B=P₀/P+f₄（p₀－p_rt）+f₅（P₀－P_rt，u）

M_T=P₀/P+f₂（P₀－P_rt，u）+f₃（p₀－p_rt）－M_E

M_E=f₁（α_l，α_c） （3）

式中：f₁為與蒸汽分流比/凝結(jié)水分流比相關(guān)的工質(zhì)做功量；f₂為功率偏差對汽機(jī)負(fù)荷指令的修正值；f₃為汽壓偏差對汽機(jī)負(fù)荷指令的修正值；f₄為汽壓偏差對鍋爐負(fù)荷指令的修正值；f₅為功率偏差對鍋爐負(fù)荷指令的修正值；P₀為燃煤機(jī)組功率設(shè)定值；P為燃煤機(jī)組額定功率；P_rt，u為燃煤機(jī)組功率實(shí)發(fā)值；p₀為燃煤機(jī)組主汽壓設(shè)定值；p_rt為燃煤機(jī)組主汽壓實(shí)時值。

2 集成系統(tǒng)仿真模型

集成系統(tǒng)包括燃煤機(jī)組與熔鹽儲能系統(tǒng)兩部分，仿真過程如下。

2.1 案例機(jī)組建模

本文以某660 MW超超臨界燃煤機(jī)組為例進(jìn)行分析，案例機(jī)組詳細(xì)的建模過程及驗證結(jié)果見文獻(xiàn)［24］。

2.2 熔鹽儲能系統(tǒng)建模

熔鹽儲能系統(tǒng)由兩個儲罐與熔鹽-工質(zhì)換熱器組成。其中熔鹽-工質(zhì)換熱器采用典型的間壁式換熱器，其動態(tài)模型^［25］如下

ρ_sc_sV_sdT_sdt=G_sc_s（T_s，in－T_s，out）+Q_s

ρ_wV_wdh_wdt=G_w（h_w，in－h(huán)_w，out）+Q_w

ρ_mc_mV_mdT_mdt=Q_w+Q_s （4）

式中：ρ_s為熔鹽密度；c_s為熔鹽的比定壓熱容；V_s為熔鹽體積；T_s為熔鹽溫度；G_s為熔鹽質(zhì)量流量；T_s，in、T_s，out分別為熔鹽進(jìn)、出口溫度；Q_s為熔鹽換熱量;ρ_w為蒸汽/凝結(jié)水的密度；V_w為蒸汽/凝結(jié)水體積；h_w為蒸汽/凝結(jié)水焓值；G_w為蒸汽/凝結(jié)水流量；h_w，in為蒸汽/凝結(jié)水進(jìn)口焓值；h_w，out為蒸汽/凝結(jié)水出口焓值；Q_w為蒸汽/凝結(jié)水換熱量；ρ_m為金屬密度；c_m為金屬的比定壓熱容；V_m為金屬體積；T_m為金屬溫度。

本文選取的熔鹽為四元熔鹽KNO₃-NaNO₃-LiNO₃-Ca（NO₃）₂·4H₂O，物性參數(shù)^［26-27］見表1。熔鹽-蒸汽換熱器參數(shù)與熔鹽-水換熱器參數(shù)見表2，功率分別為30、35 MW。

2.3 評價指標(biāo)

2.3.1 集成系統(tǒng)最大變負(fù)荷速率

在主汽溫、再熱汽溫、主汽壓、實(shí)發(fā)功率偏差不超限時，系統(tǒng)能達(dá)到的最大變負(fù)荷速率表示系統(tǒng)靈活性，計算公式如下

v_m=max（v）， ΔT≤5 ℃， Δp≤3%， ΔP≤2% （5）

v=P₁－P₂Pt₁ （6）

式中：v_m為系統(tǒng)最大變負(fù)荷速率，v^*_m設(shè)為每分鐘系統(tǒng)最大變負(fù)荷速率；v為系統(tǒng)變負(fù)荷速率，v^*設(shè)為每分鐘變負(fù)荷速率（v^*為無量綱百分?jǐn)?shù)）；ΔT為汽溫偏差最大值；Δp為主汽壓偏差最大值占設(shè)定壓力的比例；ΔP為功率偏差最大值占機(jī)組額定工況功率的比例；P₁為初始負(fù)荷；P₂為目標(biāo)負(fù)荷；t₁為機(jī)組響應(yīng)時間，即從系統(tǒng)開始變負(fù)荷時到集成系統(tǒng)功率實(shí)發(fā)值P_rt與目標(biāo)負(fù)荷P₂的相對偏差小于0.1%時所需時間。

2.3.2 集成系統(tǒng)效率

升、降負(fù)荷過程中，熔鹽儲能系統(tǒng)所處的儲/釋熱狀態(tài)不同，故升、降負(fù)荷過程中系統(tǒng)熱效率的計算方法不同，計算公式如下

η_d=∫P_rtdt+Q∫B_rtqdt

η_d，e=∫P_rtdt+E∫B_rtqdt

η_u=∫P_rtdt∫B_rtqdt+Q

η_u，e=∫P_rtdt∫B_rtqdt+E

b=∫B_rtdt∫P_rtdtqq_b （7）

式中：η_d表示降負(fù)荷過程中集成系統(tǒng)效率；η_u表示升負(fù)荷過程中集成系統(tǒng)效率；η_d，e表示降負(fù)荷過程中集成系統(tǒng)效率；η_u，e表示升負(fù)荷過程中集成系統(tǒng)效率；Q為熔鹽儲能系統(tǒng)的儲/釋熱量；E為熔鹽儲能系統(tǒng)的儲/釋量；B_rt為實(shí)時給煤量；q為實(shí)際煤的低位發(fā)熱量；b為瞬態(tài)過程中的平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率; q_b為標(biāo)準(zhǔn)煤的低位發(fā)熱量；P_rt為集成系統(tǒng)功率實(shí)發(fā)值。

2.3.3 集成系統(tǒng)往返效率

如1.1節(jié)所述，降負(fù)荷過程所獲得的熱熔鹽可用于加熱升負(fù)荷過程中加熱凝結(jié)水的熱源，故升降負(fù)荷過程中集成系統(tǒng)的往返熱效率η_a、往返平均煤耗率b_a的計算公式為

η_a=∫_upP_rtdt+∫_downP_rtdt+ΔQ∫_upB_rtdt+∫_downB_rtdtq

b_a=∫_upB_rtdt+∫_downB_rtdt∫_upP_rtdt+∫_downP_rtdtqq_b （8）

式中：ΔQ表示熔鹽儲能系統(tǒng)進(jìn)行一次升降負(fù)荷往返過程后剩余的儲能量。

3 集成系統(tǒng)多區(qū)間變負(fù)荷性能分析

本文探究了不同蒸汽/凝結(jié)水分流比下集成系統(tǒng)的靈活性提升潛力，分析了升、降負(fù)荷過程中集成系統(tǒng)的熱效率，通過熱熔鹽質(zhì)量匹配獲得了集成系統(tǒng)升、降負(fù)荷過程中的往返效率。

需要說明的是，由于超低負(fù)荷下機(jī)組面臨干濕轉(zhuǎn)態(tài)、燃燒不穩(wěn)定等問題，集成熔鹽儲能的燃煤機(jī)組依舊存在這些問題，本文聚焦于儲能系統(tǒng)對燃煤機(jī)組變負(fù)荷性能影響的研究，故以50%～100%變負(fù)荷范圍為例進(jìn)行研究。

3.1 多變負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)負(fù)荷指令

變負(fù)荷過程中，集成系統(tǒng)負(fù)荷指令如圖3所示。

在集成儲能系統(tǒng)的燃煤機(jī)組中，采用圖2所示的協(xié)調(diào)控制策略后，降負(fù)荷過程中鍋爐負(fù)荷指令高于系統(tǒng)整體負(fù)荷指令，升負(fù)荷過程中鍋爐負(fù)荷指令低于系統(tǒng)整體負(fù)荷指令，系統(tǒng)整體變負(fù)荷過程快于鍋爐側(cè)的變負(fù)荷過程，緩解了由于鍋爐慣性過大帶來的機(jī)組快速變負(fù)荷限制。相同抽汽幅度下，高負(fù)荷區(qū)間時儲能系統(tǒng)的負(fù)荷指令高于低負(fù)荷區(qū)間。無論高低負(fù)荷區(qū)間，采用圖2所示的協(xié)調(diào)控制策略均能實(shí)現(xiàn)集成系統(tǒng)中鍋爐側(cè)、汽機(jī)側(cè)、儲能側(cè)的協(xié)調(diào)運(yùn)行。

3.2 多變負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)的v^*_m

降負(fù)荷過程中，采用不同的低壓缸入口蒸汽分流比后，集成系統(tǒng)的v^*_m如圖4所示。與不抽汽的燃煤機(jī)組相比，集成系統(tǒng)的最大降負(fù)荷速率明顯提升。隨著低壓缸入口蒸汽分流比的增加，最大降負(fù)荷速率呈現(xiàn)先增大后降低的趨勢，這是由于當(dāng)?shù)蛪焊兹肟谡羝至鞅冗^大時，鍋爐側(cè)的蒸汽溫度控制難度增大，限制了降負(fù)荷速率的增加。當(dāng)變負(fù)荷范圍為100%～75%、低壓缸入口蒸汽分流比為0.5時，系統(tǒng)達(dá)到v^*_m為7.0%；當(dāng)變負(fù)荷范圍為75%～50%時，低壓缸入口蒸汽分流比為0.6時，系統(tǒng)達(dá)到v^*_m為7.0%。

同時，當(dāng)?shù)蛪焊兹肟谡羝至鞅认嗤瑫r，高負(fù)荷區(qū)間的最大降負(fù)荷速率比低負(fù)荷區(qū)間高。例如：當(dāng)?shù)蛪焊兹肟谡羝至鞅葹?.3時，在變負(fù)荷范圍為100%～75%、75%～50%時的v^*_m分別為5.0%、4.0%。

升負(fù)荷過程中，采用不同的凝結(jié)水分流比后，集成系統(tǒng)的最大升負(fù)荷速率如圖5所示。隨著凝結(jié)水分流比增加，系統(tǒng)最大升負(fù)荷速率呈上升趨勢，但是提升幅度不大。當(dāng)變負(fù)荷范圍為75%～100%、50%～75%時，v^*_m分別為3.0%、2.5%。此外，集成系統(tǒng)在高負(fù)荷區(qū)間（75%～100%）的速率提升能力比低負(fù)荷區(qū)間（50%～75%）強(qiáng)。高負(fù)荷區(qū)間下，凝結(jié)水分流比為0.3 時，系統(tǒng)升負(fù)荷速率提升了0.5%；低負(fù)荷區(qū)間下，凝結(jié)水分流比為0.8時，系統(tǒng)升負(fù)荷速率提升了0.5%。

3.3 多變負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)的整體效率

3.3.1 降負(fù)荷過程

以v^*為4.0%為例，不同變負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)的效率如圖6所示。高變負(fù)荷區(qū)間的系統(tǒng)效率高于低變負(fù)荷區(qū)間，在相同低壓缸入口蒸汽分流比下，當(dāng)熔鹽儲能系統(tǒng)運(yùn)行在100～180 ℃時，高變負(fù)荷區(qū)間下變負(fù)荷系統(tǒng)的熱效率比低變負(fù)荷區(qū)間高約1.7%，效率高約1.3%，平均煤耗率低約7.9 g·（kW·h）^－1。此外，隨著低壓缸入口蒸汽分流比的增加，系統(tǒng)熱效率、效率下降，平均煤耗率均上升，這是由于降負(fù)荷過程中將原來用于發(fā)電的蒸汽抽取進(jìn)行儲熱，造成了“電到熱”的能量降級，故系統(tǒng)效率下降、煤耗率上升。當(dāng)變負(fù)荷范圍為100%～75%、75%～50%，蒸汽分流比由0.3增至0.7時，系統(tǒng)煤耗率分別增加了8.1、 7.0 g·（kW·h）^－1。

3.3.2 升負(fù)荷過程

以v^*為2.0%為例，不同變負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)的效率如圖7所示。高變負(fù)荷區(qū)間的系統(tǒng)效率高于低變負(fù)荷區(qū)間，相同凝結(jié)水分流比下，當(dāng)儲能系統(tǒng)運(yùn)行在100～180 ℃時，高區(qū)間下變負(fù)荷系統(tǒng)的熱效率比低區(qū)間高約1.0%，效率高約1.1%，平均煤耗率低約7.0 g·（kW·h）^－1。此外，隨著凝結(jié)水分流比的增加，系統(tǒng)熱效率降低，效率增加，平均煤耗率降低，這是由于通過熱熔鹽攜帶的低品位的熱量替代了部分煤攜帶的高品位的熱量，故系統(tǒng)效率提升，煤耗率降低。當(dāng)變負(fù)荷范圍為75%～100%、50%～75%時，系統(tǒng)煤耗率最大分別降低了3.2、2.2 g·（kW·h）^－1。

綜上，集成系統(tǒng)在高低變負(fù)荷區(qū)間的煤耗率變化規(guī)律相同，但是高負(fù)荷區(qū)間變負(fù)荷時效果更明顯，即降負(fù)荷過程中，隨著蒸汽分流比的增加，集成系統(tǒng)平均煤耗率增加，高負(fù)荷區(qū)間增幅更顯著。升負(fù)荷過程中，隨著凝結(jié)水分流比的增加，集成系統(tǒng)平均煤耗率降低，高負(fù)荷區(qū)間降幅更顯著。

3.4 多變負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)的往返效率

3.4.1 熱熔鹽質(zhì)量匹配

以降負(fù)荷過程蒸汽分流比為0.5為例，當(dāng)儲能系統(tǒng)運(yùn)行在100～180 ℃時，集成系統(tǒng)獲得的熱熔鹽質(zhì)量如表3所示。隨著降負(fù)荷速率的增加，產(chǎn)生的熱熔鹽質(zhì)量降低。相同降負(fù)荷速率下，高負(fù)荷區(qū)間獲得的熱熔鹽質(zhì)量大于低負(fù)荷區(qū)間。升負(fù)荷過程中所消耗的熔鹽質(zhì)量如表4所示。隨著升負(fù)荷速率的增加，消耗的熱熔鹽質(zhì)量降低，隨著抽汽幅度的增加，消耗的熱熔鹽質(zhì)量增加。

計算集成系統(tǒng)往返效率時，通過熱熔鹽的質(zhì)量對比獲得可匹配的升降負(fù)荷過程，即降負(fù)荷過程中產(chǎn)生的熱熔鹽質(zhì)量大于升負(fù)荷過程中的熱熔鹽質(zhì)量，如表5所示。

3.4.2 不同變負(fù)荷區(qū)間集成系統(tǒng)往返效率對比

本文以蒸汽分流比為0.5、v^*為2.0%為例，分析不同變負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)的往返效率。集成系統(tǒng)的往返效率如圖8所示。高負(fù)荷區(qū)間變負(fù)荷時系統(tǒng)集成往返熱效率高于低負(fù)荷區(qū)間，往返平均煤耗率低于低負(fù)荷區(qū)間，當(dāng)儲能系統(tǒng)運(yùn)行在100～180 ℃時，同一變負(fù)荷速率、同一分流比下，系統(tǒng)往返熱效率相差約1.1%，往返平均煤耗率相差約7.0 g·（kW·h）^－1。

隨著升負(fù)荷過程中凝結(jié)水分流比的增大，集成系統(tǒng)往返熱效率、往返平均煤耗率均降低，這是由于當(dāng)凝結(jié)水分流比較小時，消耗的熱熔鹽質(zhì)量較少，剩余的儲熱量較多，儲能系統(tǒng)中換熱器的損失少，故集成系統(tǒng)熱效率高；當(dāng)凝結(jié)水分流比較大時，熱熔鹽攜帶的低品位的熱量替代的煤攜帶的高品位的熱量較多，故往返平均煤耗率降低。當(dāng)分流比以相同幅度增加時，在高、低負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時系統(tǒng)往返平均煤耗率的降幅差異不大。

隨著降負(fù)荷速率的增加，系統(tǒng)集成往返熱效率增大，往返平均煤耗率降低。這是由于降負(fù)荷速率越快，“電到熱”的能量降級過程時間越短，降級量越低，故系統(tǒng)往返效率增加，往返煤耗率降低。當(dāng)降負(fù)荷速率以相同幅度增加時，在高、低負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時系統(tǒng)往返平均煤耗率的降幅相差不大。

3.5 小結(jié)

通過在不同變負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時集成系統(tǒng)最大變負(fù)荷速率、系統(tǒng)效率、往返效率進(jìn)行對比得到以下結(jié)論。

（1）降負(fù)荷過程中，集成系統(tǒng)的優(yōu)勢主要是靈活性大幅提升；升負(fù)荷過程，集成系統(tǒng)的優(yōu)勢主要是高效性大幅提升。相同分流比下，高負(fù)荷區(qū)間的靈活性/高效性提升效果比低負(fù)荷區(qū)間更明顯，如在某660 MW燃煤機(jī)組中，達(dá)到降負(fù)荷過程v^*_m為7.0%時，高、低負(fù)荷分流比分別為0.5、0.6；升負(fù)荷過程中，凝結(jié)水分流比由0增加至0.9時，高、低負(fù)荷區(qū)間系統(tǒng)平均煤耗率最大分別降低了3.2、2.2 g·（kW·h）^－1。

（2）滿足降負(fù)荷速率需求的前提下，采用越小的蒸汽分流比系統(tǒng)效率越高；滿足升負(fù)荷熱熔鹽質(zhì)量需求的前提下，采用越大的凝結(jié)水分流比集成系統(tǒng)平均煤耗率越低。

（3）在某660 MW燃煤機(jī)組中，當(dāng)儲能系統(tǒng)運(yùn)行在100～180 ℃時，高負(fù)荷區(qū)間變負(fù)荷時集成系統(tǒng)往返熱效率高于低負(fù)荷區(qū)間約1.1%，往返平均煤耗率低于低負(fù)荷區(qū)間約7.0 g·（kW·h）^－1。

（4）降負(fù)荷速率越快，集成系統(tǒng)的往返煤耗率越低；凝結(jié)水分流比越大，集成系統(tǒng)的往返煤耗率越低；降負(fù)荷速率與凝結(jié)水分流比變化相同幅度時，在高、低負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時集成系統(tǒng)往返煤耗率變化負(fù)荷差異不大。

4 結(jié) 論

本文建立了集成熔鹽儲能的燃煤機(jī)組的動態(tài)仿真模型與控制邏輯，研究了不同變負(fù)荷區(qū)間下集成熔鹽儲能后燃煤機(jī)組靈活性提升潛力，對比了不同變負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)效率，得到以下結(jié)論。

（1）降負(fù)荷過程中，集成系統(tǒng)的優(yōu)勢主要是靈活性大幅提升；升負(fù)荷過程中，集成系統(tǒng)的優(yōu)勢主要是高效性大幅提升。

（2）相同蒸汽/凝結(jié)水分流比下，高負(fù)荷區(qū)間下系統(tǒng)靈活性提升能力比低負(fù)荷區(qū)間更強(qiáng)。在某660 MW燃煤機(jī)組中，當(dāng)蒸汽入口蒸汽分流比為0.5時，高、低負(fù)荷區(qū)間的最大降負(fù)荷過程v^*_m分別為7.0%、5.5%。當(dāng)升負(fù)荷過程v^*增加0.5%時，高、低負(fù)荷區(qū)間的最小蒸汽分流比分別為0.3、0.8。

（3）在某660 MW燃煤機(jī)組中，當(dāng)儲能系統(tǒng)運(yùn)行在100～180 ℃時，相同變負(fù)荷速率下，高負(fù)荷區(qū)間下集成系統(tǒng)效率高于低負(fù)荷區(qū)間，高約1.0%以上；平均煤耗率低于低負(fù)荷區(qū)間，低7.0 g·（kW·h）^－1以上。隨著蒸汽/凝結(jié)水分流比增加，降負(fù)荷過程煤耗率增加，升負(fù)荷過程的煤耗率降低，高負(fù)荷區(qū)間機(jī)組煤耗率的變化幅度大于低負(fù)荷區(qū)間。

（4）在某660 MW燃煤機(jī)組中，當(dāng)儲能系統(tǒng)運(yùn)行在100～180 ℃時，高負(fù)荷區(qū)間變負(fù)荷時系統(tǒng)集成往返熱效率高于低負(fù)荷區(qū)間，高約1.1%，往返平均煤耗率低于低負(fù)荷區(qū)間，低約7.0 g·（kW·h）^－1。隨著降負(fù)荷速率增加與凝汽器分流比增大，集成系統(tǒng)的平均煤耗率降低，當(dāng)降負(fù)荷速率與凝汽器分流比變化幅度相同時，高、低負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時系統(tǒng)的往返平均煤耗率降低幅度相同。

（5）為降低集成系統(tǒng)平均煤耗率，在滿足降負(fù)荷速率要求下，低壓缸入口蒸汽分流比選擇較小的；升負(fù)荷過程中凝結(jié)水分流比選擇較大的。為降低集成系統(tǒng)往返平均煤耗率，應(yīng)選擇較高的降負(fù)荷速率與較大的凝結(jié)水分流比。

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（編輯 武紅江）