王 堅，王 輝

(中國電力工程顧問集團中南電力設計院有限公司，湖北 武漢 430071)

0 引言

在“碳達峰、碳中和”的“3060”目標背景下，我國新能源風、光發(fā)電裝機規(guī)模迅猛發(fā)展，發(fā)電量占比不斷提升，電力系統(tǒng)急需大比例靈活電源改善電源結(jié)構(gòu)，緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力，解決新能源電力消納問題。

2021年11月10日，國家能源局發(fā)布《關于推進2021年度電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展工作的通知》，首次將火電機組“抽汽蓄能”列為鼓勵重大創(chuàng)新示范項目進行推廣。

2022年2月10日，國家發(fā)展改革委員會、國家能源局發(fā)布 《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》(發(fā)改能源〔2022〕209號)，文件要求：建設火電機組抽汽蓄能等依托常規(guī)電源的新型儲能技術，推進源網(wǎng)荷儲一體化協(xié)同發(fā)展。文件指出：對于配套建設新型儲能或以共享模式落實新型儲能的新能源發(fā)電項目，結(jié)合儲能技術水平和系統(tǒng)效益，可在競爭性配置、項目核準、并網(wǎng)時序、保障利用小時數(shù)、電力服務補償考核等方面優(yōu)先考慮。政策鼓勵下，煤電企業(yè)靈活性改造的意愿仍顯不足，主要還是未找到長期可預見的盈利模式。同時，現(xiàn)有的火電機組靈活性改造主要受限于鍋爐調(diào)峰深度有限、機組經(jīng)濟性和安全性不足等問題。頻繁、大幅度地調(diào)節(jié)會縮減火電機組使用壽命，并導致收益較低；低負荷率下長期運行使得機組的安全性、經(jīng)濟性和環(huán)保性均大幅降低，與節(jié)能降耗的整體目標不符。電源側(cè)儲能技術則可以實現(xiàn)能源整合，提高能源系統(tǒng)調(diào)峰能力，但目前火電機組儲熱技術多為汽機側(cè)民用供暖蓄熱，如熱水罐、低溫相變儲熱等，儲能規(guī)模有限，非供暖期不能發(fā)揮調(diào)峰作用，也無法提供穩(wěn)定的高溫工業(yè)用蒸汽。電化學儲能則存在安全性、壽命周期等方面的問題。

本文在火電機組熱力系統(tǒng)中的“鍋爐—汽機”之間，并聯(lián)大容量高溫熔鹽儲熱系統(tǒng)，削弱原本剛性聯(lián)系的“機爐耦合”。深度調(diào)峰時，保持鍋爐運行在較高負荷，汽機運行在低負荷調(diào)峰工況，鍋爐側(cè)多余高參數(shù)蒸汽熱量被儲熱系統(tǒng)存儲，保證大規(guī)模儲熱和深度調(diào)峰運行。同時實現(xiàn)“熱電解耦”和“機爐解耦”，是火電廠靈活性提升的全新解決方案。

1 熔鹽儲熱的抽汽儲能技術

熔鹽儲熱目前主要用于太陽能熱發(fā)電的儲能系統(tǒng)中，顯示出大規(guī)模儲熱技術的可靠性和較好的經(jīng)濟性。范慶偉[1]等提出基于儲熱過程的工業(yè)供汽機組熱電解耦方案，在火電機組正常運行時抽取主蒸汽/高溫再熱蒸汽儲熱，在供汽高負荷時熔鹽放熱，實現(xiàn)熱電解耦。崔華[2]等公開一種火電機組的儲熱調(diào)峰裝置，抽取鍋爐主蒸汽進行熔鹽儲熱，釋熱時用來產(chǎn)生蒸汽供小汽輪機發(fā)電，實現(xiàn)火電機組靈活調(diào)峰。當前抽汽熔鹽儲熱技術只考慮了如何從火電機組抽汽儲熱，缺乏對原機組運行的安全性評估和經(jīng)濟、合理的配套放熱方案，調(diào)峰能力有限。本文針對現(xiàn)有方案中儲能規(guī)模有限、單位投資較大、對原有機組安全運行影響較大等痛點展開了研究，提出了全新的解決方案。

2 儲能加熱蒸汽的全新利用方案

用于抽汽儲能的熱源蒸汽可以選擇原有熱力系統(tǒng)中的主蒸汽、高溫再熱和各級回熱抽汽。汽輪機的回熱抽汽流量相對較小，熱容量較小，用于短時調(diào)頻是可行的，但影響到的調(diào)峰容量幅度較小。因此，本研究中加熱儲能介質(zhì)的蒸汽只選擇主蒸汽或高溫再熱蒸汽。

單獨抽取主蒸汽時，高壓缸排汽減少，進入鍋爐再熱器的蒸汽流量減少，鍋爐內(nèi)部過熱蒸汽和再熱蒸汽的吸熱比例遭到破壞，極有可能導致再熱器超溫，鍋爐廠一般建議不超過8%～10%鍋爐最大連續(xù)出力(boiler maximum continuous rate，BMCR)流量；單獨抽取高溫再熱蒸汽不會影響到上游鍋爐的運行，但如果抽取比例過大，也會對汽輪機中、低壓缸的效率產(chǎn)生不利影響；因此，為達到一定調(diào)峰容量，需要同時抽取主蒸汽和高溫再熱蒸汽，同時控制好主蒸汽的抽汽流量，防止再熱器超溫；控制好高溫再熱蒸汽的抽取流量，保證汽輪機中、低壓缸所必須的最小冷卻流量。

加熱蒸汽的熱能利用，有利用顯熱(不凝結(jié))和利用潛熱(凝結(jié)成水)兩種方案。潛熱利用方案能夠盡可能多地利用抽汽的熱能。王輝[3]等提出利用加熱主蒸汽的潛熱，其蒸汽的凝結(jié)水，采用高壓增壓水泵返回原系統(tǒng)的高壓給水系統(tǒng)。同時，高溫再熱蒸汽在機組低負荷時壓力較低，其對應的飽和溫度已經(jīng)低于熔鹽的凝固點220 ℃，無法設計熔鹽加熱器，顯然不適合利用其潛熱。王輝[3]等的方案也是只利用其顯熱，提出用蒸汽增壓機提升熔鹽換熱器出口的高溫再熱蒸汽壓力，返回鍋爐再熱器吸熱。設置高壓增壓水泵和蒸汽增壓機，儲能系統(tǒng)的廠用電上升，儲能的存取效率就會下降。因此，利用蒸汽潛熱固然可以最大限度利用抽汽的熱能，但需要在儲能容量和效率之間取得一種平衡。本文推薦只利用蒸汽的顯熱，不考慮增加高壓水泵和蒸汽增壓機，犧牲一定的儲熱容量，但系統(tǒng)簡潔、可靠。同時，主蒸汽加熱熔鹽后憑自身壓力基本可以全部返回低溫再熱系統(tǒng)，不減少鍋爐再熱器的流量，確保鍋爐的安全運行。

3 儲能、釋能工藝路線的優(yōu)化

根據(jù)前述分析，采取同時抽取主蒸汽和高溫再熱蒸汽，僅利用其顯熱加熱熔鹽，壓力下降后分別匯入高壓缸排汽和中壓缸排汽，回到原熱力系統(tǒng)。相當于蒸汽—熔鹽加熱器分別與汽輪機的高壓缸和中壓缸并聯(lián)運行。因為進入鍋爐的給水和低溫再熱蒸汽流量保持不變，蒸汽參數(shù)匹配，不對鍋爐的燃燒造成任何影響，抽取的蒸汽比例原則上不受限制，儲能容量可以做的更大。由于是利用蒸汽自身的壓力克服蒸汽加熱器的阻力，不需要另外增加水泵或增壓機，不增加廠用電。

高溫熔鹽儲熱的優(yōu)勢在于能夠產(chǎn)生高溫蒸汽，帶有熔鹽儲能的太陽能熱發(fā)電的蒸汽發(fā)生器技術已有成熟的應用。產(chǎn)生的蒸汽可返回原有熱力系統(tǒng)增大發(fā)電出力，也可根據(jù)用戶的需要提供特定參數(shù)的工業(yè)蒸汽供熱。

對于有工業(yè)供熱需求的火電機組，機組低負荷調(diào)峰時很難提供穩(wěn)定的工業(yè)蒸汽。配備高溫熔鹽儲能系統(tǒng)后，按目標蒸汽的參數(shù)、流量設計蒸汽發(fā)生系統(tǒng)，可不受調(diào)峰負荷限制的“熱電解耦”方式提供穩(wěn)定的高溫工業(yè)蒸汽。

儲能系統(tǒng)產(chǎn)生的蒸汽，由于傳熱端差的存在，溫度顯然要低于原抽取蒸汽的溫度，壓力則可根據(jù)回收點的要求來選擇。對于返回系統(tǒng)發(fā)電，有3種方案：

方案一：類似光熱發(fā)電，另外增加配套完整的一整套小型汽輪發(fā)電系統(tǒng)；

方案二：返回原熱力系統(tǒng)中的主蒸汽系統(tǒng)，增加原汽輪機發(fā)電出力；

方案三：返回原熱力系統(tǒng)中的高溫再熱蒸汽系統(tǒng)，增加原汽輪機中、低壓缸發(fā)電出力。

崔華[2]等提出的專利方案一增加的造價較多，并且調(diào)峰小發(fā)電機組上網(wǎng)面臨著政策方面的審批難題。方案二、三的區(qū)別在于蒸汽發(fā)生系統(tǒng)的增壓給水泵的容量和廠用電差別較大，對蒸汽發(fā)生器設備的造價影響也較大。如果按中壓參數(shù)考慮，從低加后的凝結(jié)水引出水源，增壓泵揚程較小、蒸發(fā)器承壓設計壓力也可較小，該模塊造價會大幅度降低。本研究推薦方案三。原則性熱力系統(tǒng)及模塊劃分如圖1所示。

圖1 抽汽儲能、放熱工藝路線系統(tǒng)及模塊劃分示意圖

4 案例主要技術經(jīng)濟指標測算

4.1 技術參數(shù)

以華中地區(qū)某350 MW超臨界一次再熱火電機組為例，其運營電力集團有建設新能源基地配套儲能項目的需求和電廠自身的深度調(diào)峰改造需求。調(diào)峰目標設定為汽輪發(fā)電機組維持深度調(diào)峰30%負荷出力，鍋爐保持在50%負荷較高出力。按前文的優(yōu)化方案，只考慮利用蒸汽顯熱，儲熱進出口參數(shù)分別取高、中壓缸進出口參數(shù)，此時可用于熔鹽儲熱的高壓主蒸汽292.104 t/h，高溫再熱蒸汽250.464 t/h，可利用的抽汽熱能見表1所列。

表1 可利用抽汽熱能參數(shù)

合計儲熱功率65 MW。按照高、中壓缸的熱效率92%計算，此時機組減少輸出的電功率約60 MW。按照日調(diào)峰需求，儲熱時長一般為8～12 h，取10 h計算，則儲熱量為650 MWh。

設置體積為3 500 m3的冷、熱儲罐各一座，各配置2×100%容量立式長軸熔鹽泵，共4臺熔鹽泵。熔鹽儲熱系統(tǒng)技術參數(shù)計算見表2所列。

表2 熔鹽儲熱技術參數(shù)

外掛式儲能換熱模塊概況：儲罐直徑約21 m，高12 m；熔鹽泵安裝在罐頂；換熱器與蒸汽發(fā)生設備可在冷、熱罐之間分層疊式露天布置，也可室內(nèi)布置；根據(jù)電廠場地情況可布置成占地80 m×80 m或50 m×120 m。

放熱過程：系統(tǒng)抽取除氧器水箱178 ℃的凝結(jié)水，升壓后經(jīng)過預熱器、蒸發(fā)器和過熱器，加熱至540 ℃，并入高溫再熱蒸汽進入中、低壓缸做功。按5 h放熱時長計算，可生產(chǎn)168.9 t/h流量的蒸汽(壓力4.8 MPa，溫度540 ℃)，在中、低壓缸中可增加約52 MW的出力(缸效按92%計算)。

因此本抽汽儲能系統(tǒng)儲存的650 MWh熱量，按機組50% THA工況時的發(fā)電效率44.35%計算，如不抽取，可以發(fā)電288.3 MWh；返回系統(tǒng)發(fā)電后釋放的電量約為52×5=260 MWh。則本儲能系統(tǒng)的效率可以評估為260/288.3=90.2%。如果蒸發(fā)器生產(chǎn)的蒸汽不用來發(fā)電而是用來供熱，扣除廠用電和保溫散熱損失，儲能系統(tǒng)存取效率將會超過92%。

4.2 投資測算(設備及安裝)

本系統(tǒng)設備估價如下：

1)蒸汽加熱熔鹽加熱器，雙列，總換熱功率65 MW，估價800萬元；

2) 2×3 500 m3熔鹽儲罐，冷、熱罐各一臺，罐體及基礎，估價3 000萬元；

3)熔鹽6 300 t，按5 500元/t計算，計價3465萬元；

4)熔鹽泵，600 t/h流量，4臺，估價800萬元；

5)蒸汽發(fā)生系統(tǒng)，含預熱器、蒸發(fā)器和過熱器，單列；凝結(jié)水升壓泵2臺，估價1 200萬元；

6)其他電加熱器、電伴熱、管道、閥門和保溫工程、疏鹽、化鹽系統(tǒng)，估價1 000萬元。

合計10 265萬元。

4.3 項目盈利模式測算

對于符合發(fā)改委《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》(發(fā)改能源〔2022〕209號)精神的存量機組抽汽蓄能新型儲能改造項目，國家出臺了眾多的鼓勵政策，其盈利模式至少包括以下幾種：

1)靈活性改造后新增加的60 MW調(diào)節(jié)容量，按湖北地區(qū)政策，可3.5倍即210 MW配置新能源指標，與新能源企業(yè)共享儲能獲取收益。具體分成方式，要根據(jù)風光火儲一體化能源企業(yè)內(nèi)部協(xié)議。

2)改造后可兼顧向下調(diào)峰與向上頂峰，按照調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則，可獲得調(diào)峰補償費用。根據(jù)華中監(jiān)能市場〔2020〕87號 關于印發(fā)《湖北電力調(diào)峰輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》(以下簡稱“運營規(guī)則”)的通知，以50%THA為基準，按調(diào)峰深度分檔計價補償方案見表3所列。本案例從50%THA下調(diào)20%THA，汽輪發(fā)電機組運行在30%THA，因此，按第四檔計價。

表3 湖北地區(qū)調(diào)峰補償方案

按該《運營規(guī)則》，頂峰電量原則上要競爭報價上網(wǎng)，具體結(jié)算價格還不明確，本次評估暫按最低結(jié)算價格即標桿上網(wǎng)電價保守計算。

3)參與電儲能調(diào)峰交易。儲能電價由容量電價和運行電價組成。目前的儲能電價形成機制尚不明確，參考湖南地區(qū)儲能電站報價，取500元/MWh；

4)利用高溫儲能所特有的生產(chǎn)高溫工業(yè)蒸汽的能力，售熱獲得發(fā)電收益和供熱收益。

綜合上述收益，仍以上述350 MW超臨界機組60 MW儲能模塊為例，暫不考慮同時獲得調(diào)峰收益和儲能電價，本抽汽儲能系統(tǒng)的收益預測見表4所列。

表4 抽汽儲能深度調(diào)峰系統(tǒng)收益預測

5 結(jié)論

對火電機組進行抽汽儲能高溫熔鹽儲熱改造，將極大地提高其深度調(diào)峰能力，尤其是能解決供熱機組電網(wǎng)深度調(diào)峰需求和工業(yè)供熱之間的矛盾，通過抽汽儲能消納不必要的棄光棄風。通過研究分析，本文論證了包含充熱過程、儲熱過程和放熱過程的完整新型抽汽儲能技術方案、工藝參數(shù)及綜合效率。主要結(jié)論如下：

1)抽汽儲能技術用于火電機組深度調(diào)峰可削弱原本剛性聯(lián)系的“爐機耦合”，實現(xiàn)儲熱過程中汽機的低負荷深度調(diào)峰和鍋爐的全負荷脫硝運行。

2)火電機組在機組低負荷時往往無法保障供熱所需的穩(wěn)定的工業(yè)蒸汽，熔鹽高溫儲熱使供電低負荷時由儲能釋放能量，生產(chǎn)高溫工業(yè)蒸汽，實現(xiàn)“熱電解耦”，擺脫電力負荷限制。

3)本文推薦的“外掛式”儲放熱模塊，熔鹽加熱考慮同時抽取主蒸汽和高溫再熱蒸汽，利用其顯熱加熱熔鹽并分別返回高壓缸排汽和中壓缸排汽；儲放熱過程不影響鍋爐原有的汽水流量，保障了鍋爐安全性，利用蒸汽自身壓力驅(qū)動，無需增壓，系統(tǒng)簡單有效。

4)在釋能利用環(huán)節(jié)，借鑒成熟的太陽能熱發(fā)電的蒸汽發(fā)生系統(tǒng)，生產(chǎn)的蒸汽可以返回主蒸汽、高溫再熱蒸汽系統(tǒng)發(fā)電或?qū)ν夤I(yè)供熱。

5)案例測算了350 MW超臨界火電機組的儲能規(guī)?？梢赃_到650 MWh以上；儲放熱系統(tǒng)整體造價約1億元，深度調(diào)峰收益投資回收期約為2.9 a。系統(tǒng)綜合儲能效率超過90.2%，在大規(guī)模儲能、深度調(diào)峰領域具有廣泛的應用前景。

6)大容量新型抽汽儲能技術可以同時滿足建設新能源基地配套儲能需求和火電機組自身深度調(diào)峰需求，其經(jīng)濟性十分明顯，但目前受調(diào)峰補貼政策的影響較大；對于同時有工業(yè)供汽需求的熱電機組，配套本文外掛式新型抽汽儲能模塊，售熱收益長期穩(wěn)定。