基于再熱蒸汽抽汽-熔鹽儲熱的火電系統(tǒng)分析

張宇恒, 宋曉輝, 楊榮貴, 李小波

(1．華中科技大學 能源與動力工程學院,煤燃燒國家重點實驗室,武漢 430074;2．西安熱工研究院有限公司,西安 710054)

隨著我國“碳達峰、碳中和”戰(zhàn)略目標的提出,電力系統(tǒng)清潔低碳轉型的步伐進一步加快,火電將逐步由提供電力電量的主體電源轉變?yōu)殡娏﹄娏坎⒅氐闹涡院驼{(diào)節(jié)性電源?；痣姲l(fā)展的需求不僅要考慮效率,還要能夠靈活運行,提供調(diào)頻、調(diào)峰和頂峰的能力[1-2]。目前,火電機組主要通過機組的變負荷運行達到調(diào)節(jié)的目的,但由于鍋爐的響應速度較慢,一般自動發(fā)電控制(AGC)指令下達后需要5～8 min才能響應[3],無法滿足日益頻繁的調(diào)節(jié)需求。另外,為了保證機組最低穩(wěn)燃和安全要求,鍋爐常規(guī)調(diào)節(jié)以30%負荷為下限;如果進一步下調(diào)負荷,會產(chǎn)生鍋爐難以穩(wěn)燃、排放增加和效率降低等問題。近年來,火電與儲能耦合被認為是一種較好的可能解決這些問題的方法[4-5]。

火電與儲能具有多種耦合方式[6]。如儲能系統(tǒng)可以用于熱電聯(lián)產(chǎn)機組實現(xiàn)熱電解耦[7]。在中國北方供暖季,熱電聯(lián)產(chǎn)機組一般采用“以熱定電”模式運行,即供熱量給定時,供電量也確定了,無法解耦調(diào)節(jié)。因此,如果為了滿足高供熱需求,當新能源電力充沛需要往下調(diào)峰時,機組會供電過剩;如果滿足電力調(diào)峰需求而降低發(fā)電出力,則供熱能力隨之下降。為了解決以上矛盾,電廠常采用電鍋爐與蓄熱水相結合的方法實現(xiàn)熱電解耦[8-9],提高機組發(fā)電與供熱的靈活性,但高品位的電能直接轉化為低品位熱能,也造成一定的浪費?；谝陨想姛徂D化并耦合儲能的思路,研究人員提出了各種不同的方案。在江蘇國信靖江發(fā)電有限公司“與煤電耦合的熔鹽儲熱調(diào)頻調(diào)峰及安全供汽技術”項目中,為了滿足工業(yè)供汽量的要求,且同時能夠?qū)崿F(xiàn)機組的靈活調(diào)峰、調(diào)頻,采用電加熱將機組所發(fā)的電轉化為熱,把熔鹽從280 ℃提高到400 ℃完成充熱,而放熱階段通過加熱給水提供工業(yè)蒸汽,相較于電鍋爐供暖提高了能量利用的效率。為了提高電熱轉化效率,還可以通過耦合熱泵實現(xiàn)火電機組過剩電力的電熱轉化。例如, Zhang等[10]針對高背壓機組調(diào)節(jié)性差的問題,提出了一種耦合熱泵與熱電聯(lián)產(chǎn)機組的多級加熱系統(tǒng)。該系統(tǒng)還可以有效利用冷卻塔的廢熱,提高供熱能力,供熱量比參考系統(tǒng)高6%,同時消納機組過剩出力,機組負荷比參照系統(tǒng)低10%。

除了通過電-熱轉化來降低機組出力實現(xiàn)削峰,火電機組還需要滿足頂峰需求,因此需要考慮電-熱-電的轉化。Yong等[11]提出一種通過電加熱與高溫熔鹽儲能的耦合方式,將退役火電廠改造成電網(wǎng)儲能電站,降低電網(wǎng)儲能成本。在用電低谷時消納電網(wǎng)過剩電力,通過電加熱器將電轉化為約580 ℃的熱存儲在熔鹽中,用電高峰期,熔鹽釋放熱量后通過火電機組發(fā)電。之后, Yong等[12]為了提高耦合系統(tǒng)的電-電往返效率又提出采用高溫熱泵替代電加熱。這些研究對火電系統(tǒng)均采用了理想化處理,即未考慮鍋爐的運行狀況。此外,雖然熱泵可以提高往返效率,但目前尚無能夠匹配火電主蒸汽溫度的高溫壓氣機等關鍵裝備。近年來,也有許多人提出火電抽汽蓄能的概念,即通過抽取高溫蒸汽降低機組負荷,同時利用過熱蒸汽、煙氣與儲熱介質(zhì)換熱實現(xiàn)熱能存儲,放熱階段可以在鍋爐負荷保持不變的情況下進行,利用存儲熱量加熱給水或蒸汽來提高機組的發(fā)電能力。例如,Zhang等[13]提出了一種利用煙氣和鍋爐主蒸汽加熱熔鹽進行儲能調(diào)峰的方法,結果顯示當鍋爐保持穩(wěn)定負荷時,機組最小出力可以從30%降低到14.5%,往返效率可以達到85%。從理論上講,燃煤電廠中的抽汽儲熱方案有很多[14],充熱方案有主蒸汽抽汽排至高壓加熱器或低壓加熱器、再熱蒸汽抽汽排至低壓缸等;放熱方案有取代高壓加熱器、低壓加熱器放熱和低壓缸放熱等。

筆者針對再熱蒸汽抽汽蓄能耦合熔鹽熱儲能系統(tǒng)進行研究,放熱過程采用蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生主蒸汽和再熱蒸汽,研究了充熱階段和放熱階段的熱力過程,探究儲熱溫度等參數(shù)對耦合系統(tǒng)熱力性能參數(shù)的影響。

1 耦合模型

圖1給出了基于再熱蒸汽抽汽-熔鹽儲能的火電系統(tǒng)耦合模型,超臨界機組選取N600-24.2 MPa/566 ℃/566 ℃。耦合系統(tǒng)在原有系統(tǒng)基礎上增加了儲熱單元、充熱單元和放熱單元。對于燃煤電廠來說,對靈活性起決定性作用的主要是最小負荷,最小負荷主要受到鍋爐穩(wěn)燃的最小熱負荷限制。因此,如果將鍋爐產(chǎn)生的熱量在進入汽輪機之前進行儲存,就可以有效改變?nèi)济弘姀S的最小負荷,實現(xiàn)鍋爐負荷與汽輪機負荷的解耦。

圖1 基于再熱蒸汽抽汽-熔鹽儲能的火電系統(tǒng)

儲熱單元采用雙罐式熔鹽儲熱,充熱時,鍋爐保持一定的低負荷運行,抽取再熱蒸汽(566 ℃,1.18 MPa),通過蒸汽/熔鹽換熱器換熱,蒸汽溫度降至330 ℃,經(jīng)過節(jié)流后與汽輪機中壓缸排汽合流,進入低壓缸繼續(xù)做功。熔鹽從低溫熔鹽罐經(jīng)過蒸汽/熔鹽換熱,再通過電加熱器加熱提溫后流入高溫罐實現(xiàn)蓄熱。在考慮換熱溫差的情況下,需要引入電加熱器使高溫罐的溫度在放熱時匹配主蒸汽溫度,此處假設所使用的電來自發(fā)電機組自身的出力。放熱時,鍋爐保持一定的高負荷,熔鹽通過蒸汽發(fā)生系統(tǒng)(預熱器、蒸發(fā)器、過熱器)加熱鍋爐給水(279 ℃, 25.2 MPa)產(chǎn)生超臨界蒸汽(566 ℃, 24.2 MPa),并與鍋爐產(chǎn)生的主蒸汽合流進入高壓缸做功,高壓缸排汽(326 ℃,4.8 MPa)通過再熱器加熱至566 ℃后重新進入中壓缸做功。需要說明的是:考慮到充放熱過程的蒸汽參數(shù)和換熱溫差,熔鹽的工作溫度區(qū)間約為315～581 ℃;同時,近些年多個研究團隊開展了一系列提高硝基熔鹽使用溫度的研究[15-17],太陽鹽(60%w(NaNO3)+40%w(KNO3))的工作溫度有望滿足圖1中所需要的耦合溫度。因此,筆者采用太陽鹽作為儲熱介質(zhì),并假設其工作溫度能夠達到580 ℃,其熱物性參照EBSILON軟件物性庫,物性庫溫度上限可達600 ℃。

筆者使用STEAG公司開發(fā)的EBSILON軟件對熱力系統(tǒng)進行計算,首先使用調(diào)門全開(VWO)工況的熱力參數(shù)進行“設計工況”模式下的建模,然后在“非設計工況”模式下進行變工況模擬。在建模過程中對熱力系統(tǒng)進行如下簡化:(1)忽略汽輪機的軸封、閥桿漏氣損失;(2)忽略系統(tǒng)中各設備與管道的散熱損失;(3)假設發(fā)電機效率為99%,汽輪機機械效率為99.8%。

為了驗證模擬計算的有效性,采用原始燃煤機組熱平衡圖的100%熱耗率驗收(THA)工況下的數(shù)據(jù)與模擬值進行對比,結果如表1所示?？梢钥闯?模擬值與設計值差距較小,可認為模擬有效可信。

表1 THA工況下模擬值與設計值的對比

2 儲熱系統(tǒng)模擬方法

充、放熱過程示意圖如圖2所示。充熱過程中,機組保持30%THA負荷,通過抽取再熱蒸汽加熱熔鹽,換熱后經(jīng)節(jié)流(330 ℃,6.8 bar)進入汽輪機低壓缸繼續(xù)做功,熔鹽經(jīng)過電加熱提溫后進行儲存。充熱過程分為2個子過程:蒸汽-熔鹽換熱過程和熔鹽的電加熱過程。在再熱蒸汽進入汽輪機中壓缸前,抽取一定量的再熱蒸汽用于蒸汽熔鹽換熱,抽取流量的限制為抽取蒸汽后汽輪機流量不低于額定流量的10%以避免葉片損傷[18]。

圖2 充、放熱過程示意圖

通過抽取蒸汽流量,可以確定換熱過程的換熱量為

(1)

式中:Q1為換熱量,kW;qm1為蒸汽質(zhì)量流量,t/h;hs,1和hs,2分別為蒸汽的入口焓和出口焓,kJ/kg。

該換熱過程中的平均換熱溫差可以表示為

(2)

式中:ΔTm為平均換熱溫差,K;Ts,1、Tms,1分別為蒸汽和熔鹽的入口溫度;Ts,2、Tms,2分別為蒸汽和熔鹽的出口溫度。其中熔鹽的入口溫度即為熔鹽的低溫儲熱溫度。

蒸汽/熔鹽換熱后,需要通過電加熱將熔鹽加熱至所需的高溫儲熱溫度,其電加熱功率Pe為

(3)

式中:hms,h為熔鹽高溫儲熱溫度的焓,kJ/kg;hms,1為熔鹽低溫儲熱溫度的焓,kJ/kg;hms,2為換熱過程中熔鹽的出口焓,kJ/kg。

儲能功率P為

P=Pe+Q1

(4)

儲熱過程采用低溫儲罐和高溫儲罐組成的雙罐系統(tǒng),儲熱過程中的熱損失假設為每天0.5%[19],儲熱時間假設為12 h。

放熱過程中,鍋爐保持100%負荷,機組在100%THA負荷基礎上增大給水流量,由熔鹽加熱多余的給水和多余的高壓缸排汽(蒸汽再熱)。放熱過程包含產(chǎn)生主蒸汽和產(chǎn)生再熱蒸汽2個同時進行的過程。

如圖3(a)所示,產(chǎn)生主蒸汽過程中,由于蒸汽物性在相變點附近的急劇變化,換熱過程中會產(chǎn)生一個溫差極小的“夾點”[10]。此時平均換熱溫差不能再準確評價換熱過程的溫度差距,因此選擇夾點溫差作為換熱過程的一個參數(shù)。

(a) 蒸汽比熱容隨溫度的變化

在熔鹽-蒸汽的換熱過程中,在夾點溫差不變的情況下,熔鹽的出口溫度變化會對入口溫度產(chǎn)生劇烈影響。如圖3(b)所示,虛線和點劃線分別代表出口溫度下降和出口溫度上升2種情況。結果顯示,虛線的換熱過程相對初始狀況的換熱過程在夾點溫差不變的條件下,熔鹽出口溫度下降約5 K,所需入口溫度上升約20 K。而點劃線的換熱過程相對初始狀況的換熱過程,熔鹽的出口溫度上升約20 K,對所需進口溫度幾乎沒有影響,這是由于熔鹽進口溫度已經(jīng)很接近蒸汽溫度,難以進一步變化。

在熱力學上,根據(jù)放熱過程入口、出口溫度可以確定夾點溫差:

ΔTpinch=f1(Tms,h,Tms,3,Tw,in,Ts,main)

(5)

式中:ΔTpinch為放熱過程的夾點溫差,K;Tms,3為放熱過程熔鹽經(jīng)過換熱之后的出口溫度,℃;Tw,in、Ts,main分別為鍋爐給水溫度和主蒸汽溫度,℃;函數(shù)f1取決于換熱工質(zhì)的物性參數(shù)和換熱過程的入口和出口參數(shù)。

由于機組的熱力平衡,產(chǎn)生的再熱蒸汽流量與產(chǎn)生的主蒸汽質(zhì)量流量有一定關聯(lián):

qm,reheat=f2(qm,main)

(6)

式中:qm,reheat、qm,main分別為放熱換熱器產(chǎn)生的再熱蒸汽質(zhì)量流量和主蒸汽質(zhì)量流量,kg/s;函數(shù)f2受到機組不同工況下熱力平衡的影響。

產(chǎn)生再熱蒸汽過程的平均換熱溫差為

(7)

式中:Ts,reheat為再熱蒸汽溫度,℃;Ts,in為蒸汽再熱前的溫度,℃;Tms,4為該過程熔鹽的出口溫度,℃。

由于該過程的流量較小,對整個系統(tǒng)參數(shù)的影響較小,可以假設該過程的平均換熱溫差為定值。

最后,需要限制放熱過程的兩股熔鹽合流后達到熔鹽的低溫儲熱溫度:

Tms,1=f3(Tms,3,Tms,4)

(8)

其中,函數(shù)f3受到2個放熱換熱器的換熱功率及工質(zhì)流量影響。

模擬的主要參數(shù)如表2所示。

表2 模擬中使用的參數(shù)

3 結果與分析

圖1耦合系統(tǒng)中,系統(tǒng)的參數(shù)直接影響系統(tǒng)效率,這些因素主要包括熔鹽的冷熱罐儲熱溫度、水/蒸汽與熔鹽的換熱溫差,而系統(tǒng)在不同負荷之間的充放熱主要影響儲能總量。熔鹽的低溫罐儲熱溫度與充、放熱的換熱過程相關聯(lián),在充熱過程中其等于熔鹽入口溫度,在放熱過程中等于熔鹽出口溫度,其與高溫罐溫度、電加熱功率等有關,進而影響系統(tǒng)效率。

充熱過程中,低溫儲熱溫度影響蒸汽/熔鹽的換熱過程。在給定的平均換熱溫差下,熔鹽的低溫儲熱溫度越高,換熱后熔鹽的出口溫度越低。

放熱過程中,由于夾點溫差的存在,熔鹽的低溫儲熱溫度對所需的熔鹽入口溫度有一定影響。低溫儲熱溫度越低,就需要更高的入口溫度來避免夾點。

假設ΔTm、ΔTpinch均為10 K時,圖4給出了充熱過程中經(jīng)過蒸汽/熔鹽換熱器換熱后的熔鹽出口溫度、高溫儲罐溫度以及電加熱功率隨低溫儲熱溫度的變化情況。計算中,蒸汽側的入口參數(shù)設為566 ℃,1.18 MPa。當給定ΔTm時,隨著Ts,1的上升,低溫端蒸汽與熔鹽的溫差減小,高溫端蒸汽與熔鹽的溫差增大,熔鹽的出口溫度降低。在放熱過程中,熔鹽與超臨界水/蒸汽換熱,超臨界水/蒸汽的入口和出口溫度分別為279 ℃和566 ℃。當?shù)蜏貎釡囟葟?19 ℃下降到309.8 ℃時,所需的高溫儲熱溫度從566 ℃快速升至600 ℃。而當?shù)蜏貎釡囟雀哂?19 ℃時,高溫儲熱溫度只需要略高于566 ℃即可保證夾點溫差大于10 K。電加熱所需的功率如圖4中虛線所示,Tms,h與Tms,2之差決定了電加熱的功率,在低溫儲熱溫度為319 ℃時,電加熱功率出現(xiàn)最小值。

圖4 充熱過程換熱器熔鹽出口溫度、所需高溫儲熱溫度及電加熱功率的變化

由于ΔTm、ΔTpinch的不同,上述溫度和電加熱功率的變化規(guī)律也不同,計算結果如圖5所示?？梢钥闯?ΔTm越大,充熱過程的熔鹽出口溫度越低,所需要的電加熱功率也越高。另外,隨著ΔTpinch升高,儲熱的最低可用溫度越高,最低電加熱功率出現(xiàn)的溫度也越高,同時最低電加熱功率也有所上升。

(a) ΔTpinch=5 K

充熱過程的能量包含蒸汽換熱量和電加熱器電耗,為了評估充放電往返的效率,定義等效往返效率η為放熱過程中機組額外的發(fā)電量與充熱過程中機組減少的發(fā)電量之比:

(9)

式中:Wdischarge和Wcharge分別為系統(tǒng)放熱、充熱時的電輸出功率,MW;WTHA100和WTHA30分別為原機組100%THA和30%THA工況下的電輸出功率,MW;tdischarge和tcharge分別為放電時間和充電時間,h。

不同條件下電加熱的功率差別很大,因此系統(tǒng)的等效往返效率也變化較大。從圖6可以看出,當夾點溫差從5 K增加至15 K時會導致最高等效往返效率從88.2%降低至85.0%,降低3.2百分點,同時最佳儲熱溫度從314 ℃升高至324 ℃,最低可用溫度從305 ℃升高至315 ℃,這同時會降低熔鹽的儲熱溫區(qū)。相對地,充熱過程的平均換熱溫差并不會影響儲熱溫度的可用區(qū)間和最佳儲熱溫度,平均換熱溫差從5 K增加至15 K時,最高等效往返效率從89.5%降低至85.8%,降了3.7百分點,這是由于充熱平均換熱溫差對電加熱溫度區(qū)間影響較大,電加熱功率越大,等效往返效率越低。

(a) ΔTm=10 K

選取ΔTm、ΔTpinch均為10 K,低溫儲熱溫度在該條件下的最優(yōu)值為319 ℃,充、放熱時間比為1∶1時,儲熱系統(tǒng)的運行區(qū)域如圖7所示。從圖7可以看出,在充熱過程中,隨著充熱功率的上升,系統(tǒng)的電負荷下降,在抽汽量最大時,儲能功率為54 MW,電加熱功率為2.5 MW,抽汽質(zhì)量流量為400 t/h,電負荷從30%下降至24.3%。而在放熱過程中,電負荷最高可以從100%上升至105.1%。

圖7 耦合系統(tǒng)的運行范圍及等效往返效率

以上述條件下最大功率工況為基準,保持各設備參數(shù)不變,調(diào)整抽汽量,得到各充、放熱功率下的等效往返效率如圖7所示。隨著抽汽量的增大,等效往返效率逐漸提高,最高可達87.1%,這是由于系統(tǒng)參數(shù)的設計以設計工況(最大抽汽工況)下溫度互相匹配為原則。當抽汽量下降時,由于充熱過程蒸汽釋放至低壓缸時溫度不匹配,冷熱蒸汽相互混合,導致效率下降。

根據(jù)前文分析結果,以模擬的最優(yōu)結果配置熔鹽儲能系統(tǒng),儲熱功率為54 MW,其中電加熱器功率為2.5 MW,儲能時長按照目前國內(nèi)每日平均頂峰和深調(diào)4 h考慮,則整體儲能容量為216 MW·h,運行模式為一充一放?？紤]到放熱階段蒸汽直接回到高壓缸,主蒸汽溫度和壓力均較高,系統(tǒng)改造成本也相應增加,按照現(xiàn)有熔鹽儲能系統(tǒng)造價估算,工程靜態(tài)總投資約14 000萬元。增加儲能系統(tǒng)后方案的收益主要來自放熱階段的頂峰收益和儲熱階段的深調(diào)收益,以日前試點的電力現(xiàn)貨交易市場的參考報價為例,頂峰時段報價0.85元/(kW·h),深調(diào)階段報價0.75元/(kW·h),年運營天數(shù)300 d計算,則增加儲能后年收益約6 200萬元。整個系統(tǒng)的運營成本主要來自電加熱器的用電成本,按照0.49元/(kW·h)計,則年運營成本約176萬元。由此可知該方案的內(nèi)部收益率約42.1%,投資回收期2.37 a。

與單獨的電加熱系統(tǒng)[10]相比,抽汽+電加熱系統(tǒng)與原始燃煤機組耦合程度更高,能夠?qū)崿F(xiàn)蒸汽、熔鹽的溫度匹配,減少熱力過程中的能量損失,達到更高的等效往返效率,但同時系統(tǒng)更加復雜,相對電加熱系統(tǒng)的靈活充電,抽汽+電加熱系統(tǒng)的效率依賴于其運行工況,在設計工況下等效往返效率約為87.1%,而純電加熱方案的往返效率僅有約42%。

4 結論

(1) 本文研究了一種基于再熱蒸汽抽汽-熔鹽儲能的火電聯(lián)合系統(tǒng)。研究結果表明,熔鹽的低溫儲熱溫度同時影響充熱和放熱過程,會對系統(tǒng)效率有較大影響。隨著低溫儲熱溫度的升高,充熱的電加熱過程功率先降低后升高,系統(tǒng)等效往返效率先升高后降低,在某個低溫儲熱溫度下等效往返效率存在最優(yōu)值。

(2) 充熱過程的溫差對系統(tǒng)等效往返效率有較大影響,當平均換熱溫差從5 K增加到15 K時,往返效率能降低約3.7百分點。放熱過程的“夾點”溫差不僅會影響系統(tǒng)的等效往返效率,還會影響儲熱溫度的最優(yōu)值和最低值。夾點溫差從5 K增加到15 K時,往返效率降低約3.2百分點,最佳儲熱溫度從324 ℃降低至314 ℃。選取儲熱溫度319 ℃、充熱過程平均換熱溫差10 K、放熱過程夾點溫差10 K,儲能系統(tǒng)的等效往返效率最高可達約87.1%。充熱時儲能功率約為54 MW,系統(tǒng)的電負荷最低可以從30%下降至24.3%,放熱時系統(tǒng)的電負荷可以從100%上升至105.1%。