配备熔盐热储能系统的在役600兆瓦超临界燃煤电厂的多目标性能评估

《Journal of Energy Storage》：Multi-objective performance evaluation of an in-service 600 MW supercritical coal-fired power plant integrated with a molten salt thermal energy storage system

　　

张述荣|孙业山

中国烟台市鲁东大学能源动力与电气工程学院，邮编264025

摘要

随着可再生能源发电能力的不断扩展，为确保电力供应稳定，有必要提升燃煤机组的削峰能力。为此，将熔盐热储存系统引入热电厂以解决这一问题。该系统通过将部分高温蒸汽引向储存装置，扩大了燃煤电厂在低负荷条件下的运行负荷范围。本文采用AHP-熵权法对热储存系统与锅炉的多种组合策略进行了比较分析。评估指标包括削峰能力、能源利用效率、煤炭消耗率以及等效平准化电力成本，以此确定这些组合策略如何有助于系统实现电力调节功能。研究结果表明，在30%的THA条件下，锅炉的削峰量可达24.44兆瓦；在50%的THA条件下，削峰量可达到48.90兆瓦，同时还能保持高效稳定的运行状态。相比释放策略，热储存策略对系统的影响更为显著。当热储存与释放负荷大小相等时，集成系统能展现出优异的热力学性能。最优组合策略为B-b（40）策略，即40兆瓦的充电功率与40兆瓦的放电功率，其综合指数值为66.96，表现最佳。此外，对峰谷电价差异的敏感性分析表明，较大的电价差异有助于提升集成系统的经济效益：电价差异增加70%时，净现值可从2571万美元上升至5269万美元，动态投资回收期则可缩短至2.3年。

引言

为缓解能源短缺与环境恶化问题，用可再生能源替代化石燃料已成为不可逆转的趋势，其背后的核心因素包括资源特性、生态优势以及发展前景[1]。可再生能源在电力生产中所占比例的持续上升正是这一趋势的体现[2]。国际能源署估计，2023年全球新增的可再生能源装机容量达510吉瓦，较上一年增长了50%[3]。然而，风能和太阳能等可持续能源具有不确定性，其输出波动较大，给电力系统的安全运行和灵活调节带来了诸多挑战[4][5][6]。因此，构建能够兼顾绿色用电需求的高效电力系统，对于为可再生能源发电创造良好的并网环境至关重要。

近几十年来，中国为满足社会用电需求，大力发展燃煤电厂。尽管能源结构正在逐步调整，但热电发电仍是中国电力供应体系中的主要组成部分[7][8]，这一现象在亚太地区也很常见[9][10]。在那些以热电发电作为重要辅助能源的地区，燃煤机组需要承担起更重要的电力系统灵活调节任务。燃煤电厂的灵活调节能力对于高效接纳大规模可再生能源以及快速应对电力需求中的频繁波动具有重要意义[11][12]。

电厂的峰荷调节方法通常包括三种：对机组本身进行技术改造、优化运行模式，以及协调各类辅助技术。但随着对削峰深度和持续时间的要求日益严格，锅炉在削峰方面的创新局限性愈发明显。此外，锅炉的改造和运行优化也受到技术限制以及成本效益失衡等因素的制约。例如，锅炉在低负荷运行时可能难以维持稳定燃烧，从而导致机组效率下降并产生过多污染物排放[12][13]。推广大容量储能技术的应用是解决上述峰荷调节问题的关键手段，其中热储存技术便是一种有效方案。该技术无需受“以热量衡量电量”的限制，能够在保证热能需求的同时自主调节发电量，且能以相对较低的成本提升机组的整体性能。

基于前述研究结果，学者们致力于将储能技术融入电厂运行流程，并提出了多种解决方案来弥补能源生产与消耗之间的缺口。目前已有四种主要的熱能储存技术被开发出来，分别是熔盐热能储存、固体介质显热储存、潜热储存以及热化学储存。其中，熔盐储能因其储藏时间长、成本较低、储藏参数较高以及使用寿命更长等优点而备受关注[14][15]。它最初主要用于太阳能发电领域，后来也被应用于热电发电领域。张等人[16]为热电厂开发了一种多热源熔盐热储存系统，该系统利用高温烟气和过热蒸汽进行能量储存。实验结果表明，该热储存系统的往返效率可高达85.17%。Gabreket等人[17]发现，通过引入熔盐热储存技术，燃煤电厂的发电量可增加10.3兆瓦。Kosman等人[18]则利用太阳能盐来储存蒸汽轮机在低负荷运行时从主蒸汽中提取的热量，从而提升其运行灵活性。王等人[19]对一台600兆瓦的超临界热电厂的三种热储存策略和两种热释放策略进行了比较分析，发现现有的储能系统可使系统输出分别降低13.3%、6.5%和3.9%。孙等人[20]证明，采用熔盐热储存技术可使系统的发电能力提升27.5%，且热释放的最短持续时间可达1.43小时。该全周期系统的往返效率为50.2%，最低的煤炭消耗率为334.7克/千瓦时。为了降低热电厂的出力，Yong等人[21]采用额外的电能来熔化熔盐以实现能量储存。他们发现，在满负荷运行条件下，集成系统的效率可从40.3%提升至41.8%。Wei等人[22]通过从再热蒸汽中提取热量实现了机组的灵活调节，使机组能够在最低稳定负荷下运行。此外，他们还发现，与降低能耗的模式相比，提高发电量的模式具有更高的热效率以及更长的深度削峰时间。马等人[23]提出，在燃煤电厂中采用不同温度的熔盐进行热储存，相较于单一熔盐储存技术，能够进一步提升系统效率和削峰能力。另外，王等人[24]研究了集成有熔盐热储存系统的电厂的动态响应特性，重点分析了功率变化速率和调节速度。在参考文献[25]中，他们综合考虑实时电价和供暖负荷，对集成系统的经济效益进行了优化分析，进一步证明了熔盐热储存技术整合的可行性。

现有文献从多个角度探讨了熔盐热储存技术在热电厂实现灵活削峰方面的可行性，但目前的研究仍存在一些不足。现有研究大多基于单目标评估方法，主要关注燃煤电厂的削峰性能和灵活性水平。虽然研究者们采用了多种指标对系统进行评估，但未能明确这些指标之间的相互关系和权衡关系，因此难以对集成系统的性能做出客观准确的评价。针对这一问题，本研究采用层次分析法-熵权法，对一台已投入运行的600兆瓦超临界燃煤电厂与热储存系统集成后的整体性能进行了多目标综合分析。该方法能够同时考虑热力学因素和经济因素对系统性能的影响，从而得出更为合理的结论。

章节节选

系统描述

本文以一台已投入运行的600兆瓦超临界燃煤电厂作为研究对象。该机组采用单轴三缸结构，设置一个中间再热级，其给水加热系统为“三高四低一除氧器”型蒸汽水循环系统，其具体结构如图1所示。蒸汽由主蒸汽和再热蒸汽组成，这些蒸汽在锅炉中生成后会被输送到

燃煤电厂建模

本文以一台典型的600兆瓦燃煤电厂作为研究对象，其相关参数均来自该电厂的实际设计文件，因此具有较高的工程参考价值。该燃煤电厂的模型是使用Ebsilon 13.02软件，依据热力学第一定律、第二定律、连续性方程以及质量守恒定律建立的，计算结果是通过迭代运算得出的。如图1所示，该蒸汽轮机共分为九级

策略A——抽取主蒸汽并反馈至冷凝器

在这种策略中，用于热储存的所有蒸汽都来自主蒸汽，随后被反馈至冷凝器，用以帮助加热给水。当热储存功率设定为20兆瓦时，该策略下系统性能的变化情况如图6所示。该图展示了当主蒸汽抽取流量(m_mst)发生变化时，系统热力学性能的变动情况。总体而言，系统性能在两种情况下都呈现出相似的波动规律

结论

本研究探讨了将熔盐热储存系统与一台已投入运行的600兆瓦超临界锅炉集成在一起的多种耦合策略。与传统单目标评估方法不同，本研究采用了多目标评估方法，即AHP-熵权法，对系统性能进行了全面评估。同时，还建立了热经济分析模型并进行模拟计算。最终确定的最佳策略为

CRediT作者贡献说明

张述荣：撰写——初稿、验证、软件应用、方法设计、正式分析、概念构思。孙业山：撰写——审阅与编辑、指导监督、数据收集整理、概念构思。

利益冲突声明

我们声明，本研究不存在任何已知的利益冲突，也没有收到任何可能影响研究结果的重大资金支持。

致谢

本研究未获得公共部门、商业机构或非营利组织提供的任何专项资助。