火電廠抽汽儲能深度調峰技術研究

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、光發電裝機規模迅猛發展，發電量占比不斷提升，電力系統急需大比例靈活電源改善電源結構，緩解系統調峰壓力，解決新能源電力消納問題。

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

2022年2月10日，國家發展改革委員會、國家能源局發布 《“十四五”新型儲能發展實施方案》(發改能源〔2022〕209號)，文件要求：建設火電機組抽汽蓄能等依托常規電源的新型儲能技術，推進源網荷儲一體化協同發展。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電項目，結合儲能技術水平和系統效益，可在競爭性配置、項目核準、并網時序、保障利用小時數、電力服務補償考核等方面優先考慮。政策鼓勵下，煤電企業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，現有的火電機組靈活性改造主要受限于鍋爐調峰深度有限、機組經濟性和安全性不足等問題。頻繁、大幅度地調節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、經濟性和環保性均大幅降低，與節能降耗的整體目標不符。電源側儲能技術則可以實現能源整合，提高能源系統調峰能力，但目前火電機組儲熱技術多為汽機側民用供暖蓄熱，如熱水罐、低溫相變儲熱等，儲能規模有限，非供暖期不能發揮調峰作用，也無法提供穩定的高溫工業用蒸汽。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中的“鍋爐—汽機”之間，并聯大容量高溫熔鹽儲熱系統，削弱原本剛性聯系的“機爐耦合”。深度調峰時，保持鍋爐運行在較高負荷，汽機運行在低負荷調峰工況，鍋爐側多余高參數蒸汽熱量被儲熱系統存儲，保證大規模儲熱和深度調峰運行。同時實現“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電的儲能系統中，顯示出大規模儲熱技術的可靠性和較好的經濟性。范慶偉[1]等提出基于儲熱過程的工業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，實現熱電解耦。崔華[2]等公開一種火電機組的儲熱調峰裝置，抽取鍋爐主蒸汽進行熔鹽儲熱，釋熱時用來產生蒸汽供小汽輪機發電，實現火電機組靈活調峰。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濟、合理的配套放熱方案，調峰能力有限。本文針對現有方案中儲能規模有限、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，用于短時調頻是可行的，但影響到的調峰容量幅度較小。因此，本研究中加熱儲能介質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、低壓缸的效率產生不利影響；因此，為達到一定調峰容量，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)和利用潛熱(凝結成水)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，其蒸汽的凝結水，采用高壓增壓水泵返回原系統的高壓給水系統。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，不減少鍋爐再熱器的流量，確保鍋爐的安全運行。

3 儲能、釋能工藝路線的優化

根據前述分析，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。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。

高溫熔鹽儲熱的優勢在于能夠產生高溫蒸汽，帶有熔鹽儲能的太陽能熱發電的蒸汽發生器技術已有成熟的應用。產生的蒸汽可返回原有熱力系統增大發電出力，也可根據用戶的需要提供特定參數的工業蒸汽供熱。

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

儲能系統產生的蒸汽，由于傳熱端差的存在，溫度顯然要低于原抽取蒸汽的溫度，壓力則可根據回收點的要求來選擇。對于返回系統發電，有3種方案：

方案一：類似光熱發電，另外增加配套完整的一整套小型汽輪發電系統；

方案二：返回原熱力系統中的主蒸汽系統，增加原汽輪機發電出力；

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

崔華[2]等提出的專利方案一增加的造價較多，并且調峰小發電機組上網面臨著政策方面的審批難題。方案二、三的區別在于蒸汽發生系統的增壓給水泵的容量和廠用電差別較大，對蒸汽發生器設備的造價影響也較大。如果按中壓參數考慮，從低加后的凝結水引出水源，增壓泵揚程較小、蒸發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。原則性熱力系統及模塊劃分如圖1所示。

圖1 抽汽儲能、放熱工藝路線系統及模塊劃分示意圖

4 案例主要技術經濟指標測算

4.1 技術參數

以華中地區某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峰改造需求。調峰目標設定為汽輪發電機組維持深度調峰30%負荷出力，鍋爐保持在50%負荷較高出力。按前文的優化方案，只考慮利用蒸汽顯熱，儲熱進出口參數分別取高、中壓缸進出口參數，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

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。熔鹽儲熱系統技術參數計算見表2所列。

表2 熔鹽儲熱技術參數

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；換熱器與蒸汽發生設備可在冷、熱罐之間分層疊式露天布置，也可室內布置；根據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：系統抽取除氧器水箱178 ℃的凝結水，升壓后經過預熱器、蒸發器和過熱器，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儲存的650 MWh熱量，按機組50% THA工況時的發電效率44.35%計算，如不抽取，可以發電288.3 MWh；返回系統發電后釋放的電量約為52×5=260 MWh。則本儲能系統的效率可以評估為260/288.3=90.2%。如果蒸發器生產的蒸汽不用來發電而是用來供熱，扣除廠用電和保溫散熱損失，儲能系統存取效率將會超過92%。

4.2 投資測算(設備及安裝)

本系統設備估價如下：

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)蒸汽發生系統，含預熱器、蒸發器和過熱器，單列；凝結水升壓泵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，估價1 000萬元。

合計10 265萬元。

4.3 項目盈利模式測算

對于符合發改委《“十四五”新型儲能發展實施方案》(發改能源〔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調節容量，按湖北地區政策，可3.5倍即210 MW配置新能源指標，與新能源企業共享儲能獲取收益。具體分成方式，要根據風光火儲一體化能源企業內部協議。

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

表3 湖北地區調峰補償方案

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

3)參與電儲能調峰交易。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，參考湖南地區儲能電站報價，取500元/MWh；

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

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峰收益和儲能電價，本抽汽儲能系統的收益預測見表4所列。

表4 抽汽儲能深度調峰系統收益預測

5 結論

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峰能力，尤其是能解決供熱機組電網深度調峰需求和工業供熱之間的矛盾，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、工藝參數及綜合效率。主要結論如下：

1)抽汽儲能技術用于火電機組深度調峰可削弱原本剛性聯系的“爐機耦合”，實現儲熱過程中汽機的低負荷深度調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定的工業蒸汽，熔鹽高溫儲熱使供電低負荷時由儲能釋放能量，生產高溫工業蒸汽，實現“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動，無需增壓，系統簡單有效。

4)在釋能利用環節，借鑒成熟的太陽能熱發電的蒸汽發生系統，生產的蒸汽可以返回主蒸汽、高溫再熱蒸汽系統發電或對外工業供熱。

5)案例測算了350 MW超臨界火電機組的儲能規模可以達到650 MWh以上；儲放熱系統整體造價約1億元，深度調峰收益投資回收期約為2.9 a。系統綜合儲能效率超過90.2%，在大規模儲能、深度調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峰需求，其經濟性十分明顯，但目前受調峰補貼政策的影響較大；對于同時有工業供汽需求的熱電機組，配套本文外掛式新型抽汽儲能模塊，售熱收益長期穩定。