基于再熱蒸汽抽汽-熔鹽儲熱的火電系統分析

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”戰略目標的提出,電力系統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為電力電量并重的支撐性和調節性電源?；痣姲l展的需求不僅要考慮效率,還要能夠靈活運行,提供調頻、調峰和頂峰的能力[1-2]。目前,火電機組主要通過機組的變負荷運行達到調節的目的,但由于鍋爐的響應速度較慢,一般自動發電控制(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節需求。另外,為了保證機組最低穩燃和安全要求,鍋爐常規調節以30%負荷為下限;如果進一步下調負荷,會產生鍋爐難以穩燃、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]。如儲能系統可以用于熱電聯產機組實現熱電解耦[7]。在中國北方供暖季,熱電聯產機組一般采用“以熱定電”模式運行,即供熱量給定時,供電量也確定了,無法解耦調節。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峰時,機組會供電過剩;如果滿足電力調峰需求而降低發電出力,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熱電解耦[8-9],提高機組發電與供熱的靈活性,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。在江蘇國信靖江發電有限公司“與煤電耦合的熔鹽儲熱調頻調峰及安全供汽技術”項目中,為了滿足工業供汽量的要求,且同時能夠實現機組的靈活調峰、調頻,采用電加熱將機組所發的電轉化為熱,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]針對高背壓機組調節性差的問題,提出了一種耦合熱泵與熱電聯產機組的多級加熱系統。該系統還可以有效利用冷卻塔的廢熱,提高供熱能力,供熱量比參考系統高6%,同時消納機組過剩出力,機組負荷比參照系統低10%。

除了通過電-熱轉化來降低機組出力實現削峰,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儲能電站,降低電網儲能成本。在用電低谷時消納電網過剩電力,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電。之后, Yong等[12]為了提高耦合系統的電-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、煙氣與儲熱介質換熱實現熱能存儲,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峰的方法,結果顯示當鍋爐保持穩定負荷時,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進行研究,放熱過程采用蒸汽發生器產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對耦合系統熱力性能參數的影響。

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耦合模型,超臨界機組選取N600-24.2 MPa/566 ℃/566 ℃。耦合系統在原有系統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燃的最小熱負荷限制。因此,如果將鍋爐產生的熱量在進入汽輪機之前進行儲存,就可以有效改變燃煤電廠的最小負荷,實現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

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 ℃,經過節流后與汽輪機中壓缸排汽合流,進入低壓缸繼續做功。熔鹽從低溫熔鹽罐經過蒸汽/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,熔鹽通過蒸汽發生系統(預熱器、蒸發器、過熱器)加熱鍋爐給水(279 ℃, 25.2 MPa)產生超臨界蒸汽(566 ℃, 24.2 MPa),并與鍋爐產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和換熱溫差,熔鹽的工作溫度區間約為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,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公司開發的EBSILON軟件對熱力系統進行計算,首先使用調門全開(VWO)工況的熱力參數進行“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)忽略系統中各設備與管道的散熱損失;(3)假設發電機效率為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)工況下的數據與模擬值進行對比,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,換熱后經節流(330 ℃,6.8 bar)進入汽輪機低壓缸繼續做功,熔鹽經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,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)。放熱過程包含產生主蒸汽和產生再熱蒸汽2個同時進行的過程。

如圖3(a)所示,產生主蒸汽過程中,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。

(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很接近蒸汽溫度,難以進一步變化。

在熱力學上,根據放熱過程入口、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f1取決于換熱工質的物性參數和換熱過程的入口和出口參數。

由于機組的熱力平衡,產生的再熱蒸汽流量與產生的主蒸汽質量流量有一定關聯:

qm,reheat=f2(qm,main)

(6)

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

產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,對整個系統參數的影響較小,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f3受到2個放熱換熱器的換熱功率及工質流量影響。

模擬的主要參數如表2所示。

表2 模擬中使用的參數

3 結果與分析

圖1耦合系統中,系統的參數直接影響系統效率,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,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 ℃。當低溫儲熱溫度從319 ℃下降到309.8 ℃時,所需的高溫儲熱溫度從566 ℃快速升至600 ℃。而當低溫儲熱溫度高于319 ℃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電量與充熱過程中機組減少的發電量之比:

(9)

式中:Wdischarge和Wcharge分別為系統放熱、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。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值為319 ℃,充、放熱時間比為1∶1時,儲熱系統的運行區域如圖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,保持各設備參數不變,調整抽汽量,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%,這是由于系統參數的設計以設計工況(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。

根據前文分析結果,以模擬的最優結果配置熔鹽儲能系統,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每日平均頂峰和深調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,系統改造成本也相應增加,按照現有熔鹽儲能系統造價估算,工程靜態總投資約14 000萬元。增加儲能系統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收益,以日前試點的電力現貨交易市場的參考報價為例,頂峰時段報價0.85元/(kW·h),深調階段報價0.75元/(kW·h),年運營天數300 d計算,則增加儲能后年收益約6 200萬元。整個系統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部收益率約42.1%,投資回收期2.37 a。

與單獨的電加熱系統[10]相比,抽汽+電加熱系統與原始燃煤機組耦合程度更高,能夠實現蒸汽、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,但同時系統更加復雜,相對電加熱系統的靈活充電,抽汽+電加熱系統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-熔鹽儲能的火電聯合系統。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值。

(2) 充熱過程的溫差對系統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的等效往返效率,還會影響儲熱溫度的最優值和最低值。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,系統的電負荷最低可以從30%下降至24.3%,放熱時系統的電負荷可以從100%上升至105.1%。