光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的集成與優(yōu)化研究

中圖分類號：TM611.1/TM615/TK519 文獻標(biāo)志碼：A

0引言

燃煤發(fā)電是中國大規(guī)模穩(wěn)定供電的主要來源，短期內(nèi)難以被全部取代[1]。據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，截至2023年底，中國燃煤發(fā)電量為62318億kWh，占中國當(dāng)年總發(fā)電量的 69.95% 。在“雙碳”目標(biāo)背景下，燃煤發(fā)電技術(shù)正在積極探索轉(zhuǎn)型路線[2-3]，其中，將太陽能集熱系統(tǒng)與燃煤機組在熱力過程進行耦合的發(fā)電方式（下文簡稱為“光－煤互補發(fā)電”），既可降低太陽能集熱系統(tǒng)的設(shè)備成本，又能減少燃煤機組的污染物排放量[4]，是推進燃煤機組節(jié)能改造的合理方式。為驗證此種耦合方式商業(yè)化運行的可行性，全球首例光-煤互補發(fā)電示范電站在美國的科羅拉多州建設(shè)，且于2010年6月成功運行，該電站是將槽式太陽能集熱系統(tǒng)與總裝機容量為 44MW 的燃煤機組進行耦合[5]；建設(shè)于澳大利亞的光-煤互補發(fā)電示范項目是利用塔式太陽能集熱系統(tǒng)與總裝機容量為 750MW 的燃煤機組進行耦合，年 減排量可達 。

通常，燃煤機組主要由燃燒系統(tǒng)、汽水系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)和控制系統(tǒng)等組成。其中，鍋爐為燃燒系統(tǒng)的核心設(shè)備，汽輪機為電氣系統(tǒng)的核心設(shè)備。目前，燃煤機組與太陽能集熱系統(tǒng)的耦合方式分為低溫耦合和高溫耦合兩種方式[7-8]。針對低溫耦合，馮蕾[利用太陽能熱能替代部分回?zé)岢槠麃砑訜徨仩t給水，并分析了光-煤互補發(fā)電系統(tǒng)的熱性能。李昕等[分別從定性和定量角度開展了光-煤互補發(fā)電系統(tǒng)耦合機理研究。侯宏娟等[1]通過采用槽式太陽能集熱器取代高壓加熱器來加熱給水，使 330MW 燃煤機組的煤耗率降至 258g/kWh 。吳俊杰等[研究了光－煤互補發(fā)電系統(tǒng)的變工況模型，研究結(jié)果表明：將太陽能集熱系統(tǒng)與燃煤機組的耦合點設(shè)置于再熱器之前會降低鍋爐的安全性。Yan等[12]研究了光－煤互補發(fā)電系統(tǒng)處于太陽輻射波動時的煙模型，研究結(jié)果表明：太陽輻射瞬態(tài)擾動引起的煙損失最多達 37.7% 。趙明等[13]、江承潮等[14]均對光-煤互補發(fā)電系統(tǒng)受太陽輻射擾動時的動態(tài)模型進行了研究，研究結(jié)果表明：光-煤互補發(fā)電系統(tǒng)的熱電轉(zhuǎn)換效率達 20.4% 0

燃煤機組與太陽能集熱系統(tǒng)的高溫耦合應(yīng)用是將給水直接加熱為高溫蒸汽，或是為燃煤機組的汽缸排汽預(yù)熱[15]，從而減少鍋爐煤耗率。Wang等[16]利用太陽能集熱系統(tǒng)將部分給水加熱為蒸汽后送入汽輪機，使燃煤機組的熱電轉(zhuǎn)換效率提升了 0.95% 。Li等[]利用槽式太陽能集熱場和太陽能工業(yè)蒸汽系統(tǒng)加熱低壓缸進汽，使煤耗率下降了 19.14g/kWh ，使燃煤機組的熱電轉(zhuǎn)換效率提升至 35.17% 。Jiang等[18-19]利用塔式太陽能集熱系統(tǒng)加熱超臨界雙再熱式燃煤機組的再熱蒸汽，使額定工況下的煤耗率下降 69.26g/ kWh ，熱電轉(zhuǎn)換效率提升至 29.1% 。李斌等[20]將給水引入塔式太陽能集熱系統(tǒng)（太陽能鍋爐），將給水加熱為高溫蒸汽后再送入高壓缸，對此方式進行動態(tài)模擬，模擬結(jié)果表明：由于太陽能的間歇性，鍋爐頻繁啟停，導(dǎo)致轉(zhuǎn)子的損耗加劇。由此可知，將太陽能集熱系統(tǒng)與燃煤機組進行簡單的耦合并不能持續(xù)供應(yīng)熱能，太陽能的波動性會影響燃煤機組的安全運行。因此，學(xué)者們將儲熱系統(tǒng)引入光-煤互補發(fā)電系統(tǒng)（下文簡稱為“光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)”）中，以提升互補發(fā)電系統(tǒng)的可靠性。Zhu等[2將塔式太陽能集熱系統(tǒng)與 1000MW 燃煤機組的再熱器進行串聯(lián)，并利用雙熔鹽儲熱罐儲熱系統(tǒng)進行儲熱。對此方式的性能進行模擬，模擬結(jié)果顯示：在最佳集成方案下，太陽能集熱系統(tǒng)可貢獻 214.7MW 的電功率。Liu等[22]將太陽能集熱系統(tǒng)與燃煤機組的回?zé)嵫h(huán)系統(tǒng)并聯(lián)，并驗證了并聯(lián)方式有利于提升整體系統(tǒng)的穩(wěn)定性。Lei等[23]模擬了塔式太陽能集熱系統(tǒng)分別加熱主蒸汽、再熱蒸汽、二次加熱蒸汽、加熱給水、加熱煙氣和回收高溫蒸汽熱6種方式，模擬結(jié)果顯示：利用塔式太陽能集熱系統(tǒng)回收高溫蒸汽熱這一方式的節(jié)煤效果最好。Li等[24]和Zhang等[25]提出了利用熔鹽儲熱系統(tǒng)儲存燃煤機組再熱蒸汽的熱量，研究結(jié)果表明：抽汽儲熱方式可起到調(diào)峰效果。

目前，很多學(xué)者已針對利用儲熱系統(tǒng)儲存低溫或高溫太陽能熱量并與燃煤機組回?zé)嵫h(huán)系統(tǒng)耦合來增加燃煤機組高峰時段的供電能力，以及低碳排放的問題開展了一系列研究，而利用儲熱系統(tǒng)提升燃煤機組調(diào)峰靈活性，優(yōu)化光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)成本和操作參數(shù)的研究較少。在可再生能源發(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)的趨勢下，燃煤機組面臨深度調(diào)峰和頻繁調(diào)峰等新的運行工況，需要建立經(jīng)濟性、調(diào)峰性均較好的互補發(fā)電模型。基于此，本文以溫度匹配、能量梯級利用為原則，將采用三熔鹽儲熱罐的儲熱系統(tǒng)與燃煤機組和槽式太陽能集熱系統(tǒng)進行耦合，建立光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)；在考慮燃煤機組常規(guī)調(diào)峰能力和改造成本的基礎(chǔ)上，以能量利用率最大為目標(biāo)，對該互補發(fā)電系統(tǒng)的參數(shù)配置進行優(yōu)化。

1光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的工作原理

本文建立的光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的工作原理如圖1所示，需要說明的是，汽輪機被拆分為了高壓缸、中壓缸和低壓缸。

光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的儲熱調(diào)節(jié)模式包含了儲熱系統(tǒng)中熱飽和水的余熱回收過程和抽汽儲熱過程。針對熱飽和水的余熱回收過程，當(dāng)電網(wǎng)側(cè)負荷需求小于燃煤機組的輸出功率時，從閥門1處抽走多余的再熱蒸汽，并送入蒸汽/熔鹽換熱器中相變?yōu)樗M入液/液換熱器后被加熱，用于回收余熱。針對抽汽儲熱過程，主要是通過利用儲熱系統(tǒng)的儲熱減少中壓缸的做功蒸汽，從而增加光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的電能輸出。中溫熔鹽儲熱罐中的熔鹽通過吸收蒸汽/熔鹽換熱器中蒸汽相變釋放的熱量，被加熱成高溫熔鹽后送入高溫熔鹽儲熱罐儲存。

當(dāng)電網(wǎng)側(cè)負荷需求大于燃煤機組的輸出功率時，打開閥門2引入除氧水，對中溫熔鹽罐出口熔鹽、高溫熔鹽罐出口熔鹽分別送入水/熔鹽換熱器和蒸汽/熔鹽換熱器，將除氧水進行換熱升溫，逐級加熱為過熱蒸汽，送入中壓缸做功，從而增加光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的電能輸出。

2 建立模型

本文分別采用Aspen軟件和Matlab軟件對光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的各子系統(tǒng)進行穩(wěn)態(tài)模擬和數(shù)值模擬。

2.1燃煤機組

本文以某 600MW 亞臨界燃煤機組為研究對象。為驗證Aspen軟件穩(wěn)態(tài)模擬的可靠性，將該燃煤機組在 50% 熱耗率驗收（THA）工況下的設(shè)計參數(shù)與利用軟件得到的模擬結(jié)果進行對比，結(jié)果如表1所示。

由表1可知：Aspen軟件的模擬結(jié)果與設(shè)計參數(shù)的最大誤差為 3.1% ，小于 5.0% ，表明該軟件建立的穩(wěn)態(tài)模型在核心熱力參數(shù)（流量、溫度）方面具有可靠性，為后續(xù)計算與結(jié)論具備實際參考價值提供了支撐。

光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)通過改變鍋爐中再熱器出口的蒸汽質(zhì)量流量來調(diào)節(jié)燃煤機組的發(fā)電量，而再熱器之后的各汽輪機級組處于變工況運行狀態(tài)，當(dāng)蒸汽質(zhì)量流量發(fā)生改變時，以弗留格爾公式來計算各汽輪機級組的抽汽溫度[26]，即：

式中： 和 分別為汽輪機變工況前、 后的蒸汽質(zhì)量流量， kg/h ： 和 分別為汽輪 機變工況前的級組的前級和后級壓力， MPa ： 和 分別為汽輪機變工況后的級組的前級和后 級壓力， ； 和 分別為汽輪機變工況前、 后的蒸汽溫度， 。

應(yīng)用熱平衡法計算回?zé)嵫h(huán)系統(tǒng)內(nèi)各個回?zé)峒訜崞鞯臒嶝摵伞１砻媸礁邏海ǖ蛪海┘訜崞鲀?nèi)部第 i 級蒸汽的放熱比焓差 可表示為：

表1 50% THA工況下的設(shè)計參數(shù)與Aspen軟件模擬結(jié)果的對比

式中： 為第 i 級蒸汽的抽汽比焓值， kJ/Λ kg； 為第 i 級疏水的比焓值， kJ/kg

表面式高壓（低壓）加熱器內(nèi)部第 i 級疏水的放熱比焓差 可表示為：

式中： 為下1級疏水的比焓值， kJ/kg 。

表面式高壓（低壓）加熱器內(nèi)部第 i 級給水的吸熱比焓差 可表示為：

式中： 、 分別為第 i 級和下1級給水 的比焓值， kJ/kg 。

不考慮軸封漏氣及加熱器、管道的熱損失，利用矩陣法[27-28]搭建表面式高壓（低壓）加熱器汽水循環(huán)的理想熱平衡方程，即：

式中： 分別為第 1～8 級的抽汽質(zhì)量流量， 分別為給水質(zhì)量流量、凝結(jié)水質(zhì)量流量、回?zé)嵫h(huán)給水變化量， kg/h 0

傳統(tǒng)燃煤機組是在最小輸出功率基礎(chǔ)上，通過降低其自身性能或利用鍋爐低負荷投油助燃來實現(xiàn)深度調(diào)峰。燃煤機組的調(diào)峰區(qū)段概況如圖2所示。圖中： 、 、 分別為燃煤機組正常運行（即常規(guī)調(diào)峰）、不投油深度調(diào)峰、投油深度調(diào)峰時的最小輸出功率，分別取 600MW 亞臨界燃煤機組最大輸出功率的 60% ， 45% 、 30%

為燃煤機組正常運行時的最大輸出功率。

燃煤機組第 t 時刻的輸出功率 在燃煤機組正常運行、不投油深度調(diào)峰、投油深度調(diào)峰時的約束條件分別為：

式中： 、 、 分別為燃煤機組正常運行、不投油深度調(diào)峰、投油深度調(diào)峰時第 t 時刻的狀態(tài)參數(shù)； 、 分別為燃煤機組不投油深度調(diào)峰、投油深度調(diào)峰時的最大輸出功率。

燃煤機組正常運行、不投油深度調(diào)峰、投油 深度調(diào)峰時第 t 時刻的狀態(tài)參數(shù)需滿足的約束條 件為：

經(jīng)過儲熱、放熱過程后，光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)滿足的輸出約束條件為：

式中： 為光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)第 t 時刻的輸出功率，MW； 分別為光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)第 t 時刻儲存和增加的電功率，MW； 分別為光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)第 t 時刻的儲熱和放熱指令，其值僅取“0\"或“1”，本文假定儲熱和放熱不能同時進行，因此二者關(guān)系可表示為：

2.2儲放熱過程下的理想模型

2.2.1子系統(tǒng)的理想熱功率計算

本文僅從能量總量的角度對光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的儲放熱功率平衡進行計算。

儲熱時，高溫再熱蒸汽加熱熔鹽時所需的功率 及熱飽和水加熱給水所需的功率 可分別表示為：

式中： 為換熱器的熱效率，本文取 98%；Cp為流出熔鹽儲熱罐的熔鹽的定壓比熱容， ΔJ/Ω （kg？K） ； 、 、 分別為儲熱時的儲熱抽汽質(zhì)量流量、中溫熔鹽質(zhì)量流量和旁路給水質(zhì)量流量， kg/h . 為再熱蒸汽的比焓值， kJ/kg ： 分別為儲熱時飽和水入口和出口的比焓值， kJ/kg 、 分別為儲熱時高溫和中溫熔鹽溫度， 分別為儲熱時旁路給水出口和入口的比焓值， kJ/kg 。

放熱時，高溫熔鹽加熱蒸汽時所需的功率 和利用儲熱系統(tǒng)儲熱量加熱給水時所需的功率 可分別表示為：

式中： 1 分別為放熱時高溫熔鹽質(zhì)量流量和旁路給水質(zhì)量流量， kg/h . 分別為放熱時再熱蒸汽、飽和水的入口比焓值， kJ/Λ kg； 分別為放熱時高溫、中溫、低溫熔鹽溫度， . 分別為放熱時旁路給水出口和入口的比焓值， kJ/kg . 為中溫熔鹽的入口質(zhì)量流量， kg/h 。

2.2.2儲熱系統(tǒng)

假定熔鹽儲熱罐的理想儲放熱質(zhì)量和能量守恒滿足以下條件[29-30]：

式中： 分別為流入和流出熔鹽儲熱罐的熔鹽流量， kg/s . M 為熔鹽儲熱罐內(nèi)的熔鹽質(zhì)量， kg . 為儲熱系統(tǒng)運行時間，s； 為流入熔鹽儲熱罐的熔鹽的定壓比熱容，

， 分別為流入和流出熔鹽儲熱罐的熔鹽溫度， ； 為熔鹽充分混合、溫度均勻分布時的熱損失， w 。

熔鹽充分混合、溫度均勻分布時的熱損失[31-3]可表示為：

式中： x 為熔鹽儲熱罐的熔鹽儲量，kg； 一 分別為熔鹽儲熱罐儲存最大、最小熔鹽量時的熱損失平均值， w 。

熔鹽儲熱罐的熔鹽儲量可表示為：

式中： 分別為熔鹽儲熱罐的最小和最大熔鹽儲量， kg 。

本文熔鹽采用三元熔鹽，其工作溫度為 140～ ，符合本文所需熔鹽運行溫度。熔鹽定壓比熱容 的擬合公式[29]可表示為：

式中： 為不同權(quán)重數(shù) u 下熔鹽的定壓比熱容函數(shù)溫度的常數(shù)項系數(shù)。

利用仿真工具Simulink進行模擬計算。以高溫熔鹽儲熱罐內(nèi)部熔鹽溫度求解為例，首先統(tǒng)計熔鹽儲熱罐單日流入和流出的熔鹽的相關(guān)參數(shù)、罐體熱損失；然后計算得出高溫熔鹽儲熱罐的能量和罐內(nèi)熔鹽總質(zhì)量，二者相除得出熔鹽的定壓比熱容與罐內(nèi)熔鹽溫度的高次方程；最后由求解器計算得出高溫熔鹽儲熱罐內(nèi)部的熔鹽溫度。

2.2.3槽式太陽能集熱系統(tǒng)

由于光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的熱負荷、輸出功率及槽式太陽能集熱系統(tǒng)接收太陽輻射的時間尺度不同，因此本文利用BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)時間序列預(yù)測模型，對法向直接輻照度（DNI進行短期預(yù)測，獲得相應(yīng)的DNI數(shù)據(jù)，再對槽式太陽能集熱系統(tǒng)輸出的熱量進行預(yù)調(diào)度。通過對DNI數(shù)據(jù)進行訓(xùn)練，驗證BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)時間序列預(yù)測模型的準(zhǔn)確度，驗證結(jié)果如圖3所示。圖中： R 為相關(guān)系數(shù)。從圖3中不同情況下的 R 值可以看出：該模型具有較高的預(yù)測結(jié)果準(zhǔn)確性。

將基于BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)時間序列預(yù)測模型得到的單日DNI預(yù)測值與實測值進行對比，對比結(jié)果如圖4所示。

從圖4可以看出：該模型預(yù)測短期DNI的可靠性較高，可作為光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)預(yù)調(diào)度太陽能集熱系統(tǒng)集熱量的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)

利用槽式太陽能集熱系統(tǒng)的集熱量將低溫熔鹽加熱至 后，將其送入中溫熔鹽儲熱罐儲存，以提升無光照期間光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的熱調(diào)節(jié)能力[34]。本文從能量守恒的角度對槽式太陽能集熱系統(tǒng)單位時間的集熱量 進行建模，并忽略槽式太陽能集熱器內(nèi)部的熱輻射和熱傳導(dǎo)過程。該熱平衡方程為：

式中： S 為槽式太陽能集熱器的集熱面積， ： 為法向直接輻照度， 分別為槽式太陽能集熱系統(tǒng)的集熱效率、管道效率， 0% 0

3光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的參數(shù)設(shè)置與優(yōu)化

3.1燃煤機組調(diào)峰運行的經(jīng)濟性分析

本文以鍋爐消耗的燃料和燃煤機組轉(zhuǎn)子全生命周期內(nèi)的損耗成本最低作為燃煤機組調(diào)峰運行時的輸出基準(zhǔn)，即：

式中： 為調(diào)峰運行時燃煤機組轉(zhuǎn)子全生命周期內(nèi)的損耗與燃料消耗的聯(lián)合成本，元； 為鍋爐燃料成本，元； 為燃煤機組轉(zhuǎn)子全生命周期內(nèi)的損耗成本，元。

傳統(tǒng)燃煤機組調(diào)峰運行時，蒸汽流量短時間內(nèi)改變會導(dǎo)致轉(zhuǎn)子受到較大的交變熱應(yīng)力，循環(huán)一定周期后轉(zhuǎn)子易因疲勞而被磨損。利用Manson-Coffin公式[35]描述燃煤機組調(diào)峰對轉(zhuǎn)子全生命周期內(nèi)損耗成本的影響，即：

式中： 為燃煤機組的總運行時長，h； 為燃煤機組的購買成本，元 /kW ，本文取 ： （20 分別為燃煤機組不投油深度調(diào)峰、投油深度調(diào)峰、正常運行時的損耗系數(shù)，分別取1.3、1.4、1.2； 為燃煤機組 t 時刻轉(zhuǎn)子致裂時對應(yīng)的循環(huán)次數(shù)，次。

燃煤機組 t 時刻轉(zhuǎn)子致裂時對應(yīng)的循環(huán)次數(shù)的計算式[33]可表示為：

由于鍋爐低負荷運行時其燃燒穩(wěn)定性和循環(huán)水動力穩(wěn)定性均會下降，因此本文需考慮額外的燃煤和助燃投油成本。鍋爐燃料成本的計算式可表示為：

式中： 為鍋爐低負荷穩(wěn)燃時的投油成本， 元/t； 為鍋爐低負荷助燃時的投油成本， 元/t； 為油價，元/t，本文取 為 鍋爐在 t 時刻低負荷穩(wěn)燃時的投油量，t； 為 t 時刻燃煤發(fā)電廠的煤耗率， g/kWh ： 為標(biāo)準(zhǔn) 煤價，元/t，本文取 。

對燃煤機組在負荷為 200～600MW 運行時的成本進行模擬，模擬結(jié)果如圖5所示。

由圖5可知：燃煤機組在負荷為 400MW 運行時的成本最低。因此，燃煤機組后續(xù)調(diào)峰運行時以 400MW 為基準(zhǔn)，通過調(diào)節(jié)儲熱系統(tǒng)的熱負荷，調(diào)整燃煤機組的電能輸出。

3.2儲熱和集熱系統(tǒng)的配置優(yōu)化

本文假設(shè)換熱器單位時間內(nèi)的調(diào)節(jié)量不超過15%THA ，將槽式太陽能集熱器單位價格的集熱面積和熔鹽質(zhì)量，以及調(diào)峰時的電耗量折算為成本[18-19]，以光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的調(diào)峰電力成本 最小對應(yīng)的熔鹽質(zhì)量和槽式太陽能集熱系統(tǒng)集熱面積作為該互補發(fā)電系統(tǒng)配置時的參數(shù)取值，即：

式中： 為債務(wù)利息，本文取 8% . N 為光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的全生命周期，年，本文取20； 為保險利息，本文取 1% . 為儲熱和集熱系統(tǒng)的日均成本，元； 為光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的運維成本，元； 為調(diào)峰電量， kWh

針對熔鹽質(zhì)量和槽式太陽能集熱系統(tǒng)集熱面積變化對光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的調(diào)峰電力成本的影響進行模擬，并進行均一化處理，模擬結(jié)果如圖6所示。

由圖6可知： o 點處的光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)調(diào)峰電力成本最小，其值為1.15元 /kWh 對應(yīng)的熔鹽質(zhì)量為1.7萬t，槽式太陽能集熱系統(tǒng)的集熱面積為5.027萬 。

3.3優(yōu)化目標(biāo)

傳統(tǒng)燃煤機組深度調(diào)峰時需降低蒸汽流量，導(dǎo)致轉(zhuǎn)子的熱應(yīng)力加劇，且現(xiàn)有光-煤互補發(fā)電系統(tǒng)受太陽能間歇性限制，難以穩(wěn)定調(diào)節(jié)燃煤機組的輸出功率，需通過儲熱系統(tǒng)的動態(tài)調(diào)控來解決調(diào)峰靈活性不足這一問題，從而提升能量利用率。

將儲熱系統(tǒng)放熱過程中利用的太陽能熱量換算成節(jié)煤量 ，其計算式為：

式中： 為放熱持續(xù)時間，h。

由于光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)調(diào)峰時理想的輸出功率與實際的輸出功率之間存在偏差，以該系統(tǒng)各時段實際的輸出功率與理想輸出功率的差值的總和除以理想輸出功率總和，來求得儲熱時長為 T 時光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的能量利用率 ，其可表示為：

式中： 為 t 時刻電網(wǎng)側(cè)的負荷需求，MW。

3.4優(yōu)化流程

為使儲熱時長為 T 時光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的能量利用率最大，對該系統(tǒng)進行優(yōu)化，具體流程如圖7所示。

3.5優(yōu)化結(jié)果

設(shè)定儲熱系統(tǒng)的儲熱時長初值為 ，調(diào)節(jié)范圍為 4～8h ，將燃煤機組調(diào)峰負荷變化步長初步設(shè)定為 ，初步調(diào)節(jié)后的光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的運行結(jié)果如表2所示。

表2儲熱時長為 4～8h 時光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的運行結(jié)果

由表2可知：光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)能量利用率最大值對應(yīng)的儲熱時長為 6n

以儲熱時長6h為基準(zhǔn)，調(diào)節(jié)儲熱時長前后變化 20min ，再次對光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的運行結(jié)果進行統(tǒng)計，結(jié)果如表3所示；并繪制能量利用率隨儲熱時長變化曲線，如圖8所示。

表3儲熱時長為 340～380min 時光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的運行結(jié)果

結(jié)合表3和圖8可知：隨著儲熱時長增加，光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的能量利用率先增加后下降；儲熱時長為 350min 時，其能量利用率達到最大值。

當(dāng)儲熱時長為 350min 時，單日內(nèi)光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的各項負荷如圖9所示。

由圖9可知：負荷需求波動時長約為360min，1天內(nèi)包含兩次谷值和峰值；當(dāng)儲熱時長為 350min 時，光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的電力調(diào)節(jié)過程頻繁，造成棄電。但若儲熱時長大于350min ，該系統(tǒng)難以及時響應(yīng)負荷需求，儲存的高溫?zé)崮懿荒苡行Ю茫瑫a(chǎn)生廢熱。

4結(jié)論

本文以溫度匹配、能量梯級利用為原則，將采用三熔鹽儲熱罐的儲熱系統(tǒng)與燃煤機組和槽式太陽能集熱系統(tǒng)進行耦合，建立了光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)，并通過考慮燃煤機組常規(guī)調(diào)峰能力和改造成本，以能量利用率最大為目標(biāo)，對該系統(tǒng)的參數(shù)配置進行了優(yōu)化。研究結(jié)果顯示：隨著儲熱時長增加，光-煤-儲互補發(fā)電系統(tǒng)的能量利用率先增加后下降；當(dāng)儲熱時長為 350min 時，該系統(tǒng)的能量利用率達到最大值，為 88.82% 單日凈節(jié)煤量為36.49t。

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STUDY ON INTEGRATION AND OPTIMIZATION OF SOLARTHERMAL-COAL-STORAGECOMPLEMENTARYPOWERGENERATIONSYSTEM

Guo Lei1，Zhang Di ，Mi Jiahao2，Li Pengyu2 （1.InnerMongolia ElectricPowerSurveyamp;Design InstituteCo.，Ltd.，Hohhot Oloolo，China； 2.CollegeofEnergyandPowerEngineeing，InnerMongoliaUniversityofTechnology，HohhotOloo62，China）

Abstract：Under the goals of emission peak and carbon neutrality，reducing carbon emissions from coal-fired units and enhancing renewable energy utilization efciency are crucial approaches to achieving these goals.This paper proposes a solar thermal-coal-storage complementary power generation system by integrating a three molten salt storage tanks of thermal storage system with coal-fired units and trough type solar energy colection system based on temperature matching and energy cascade utilization principles. Considering conventional peaking capacity and retrofiting costs of coal-fired units，the system's parameter configuration is optimized with the objective of maximizing energy utilization efficiency. Research results show that the energy utilization efficiency of the solar thermal-coal-storage complementary power generation system initially increases and then declines with extended thermal storage duration. The optimal energy utilization efficiency reaches 88.82% at a thermal storage duration of 350min ，the net daily coal saving is 36.49t. These results demonstrate that the integration of coal-fired units with trough type solar collction systems and thermal storage systems has good peak-shaving performance and emission reduction effects.

Keywords： carbon emissions；coal-fired units；three molten salt thermal storage tank；thermal storage system；trough type solar energy collction system； peaking regulation；energy utilization efficiency； complementary power generation system