基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析.docx

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1、基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析摘要：【目的】在分析常规火电机组灵活性改造方案存在问题的基础上，提出了一种新型的灵活性改造技术方案，即在传统的锅炉-汽机热力系统中嵌入大容量高温熔盐储热系统，削弱原本刚性联系的炉机耦合；实现火电机组深度调峰和灵活运行。【方法】根据汽、水和熔盐的不同热力特性，利用热力平衡原理，建立了锅炉-高温储热-汽机一体化热力系统。【结果】研究表明：火电机组进行高温熔盐储热改造，将极大地提高其深度调峰能力，且能解决常规改造方案存在的问题；同时，机组改造后对外提供高参数工业供汽的能力将得到大幅度提高，这将有效提高电厂经济效益，弥补调峰补偿机制的不足；高温熔

2、盐储热技术也可以应用于火电机组延寿改造，不仅增加系统灵活调峰电源，还可以使老旧电厂企业资产继续发挥效益。【结论】在系统中选择一批火电机组进行大规模高温储热技术改造，可以在不增加煤炭总消费量的基础上，为系统提供大量灵活调峰电源，有效缓解新能源电力消纳问题；同时汽轮发电机组的容量被保留，可为电力系统提供备用容量和转动惯量，保障电力供应和系统安全稳定。该技术的推广，将有力促进火电厂转型升级，助力实现碳达峰、碳中和目标。关键词：储能；高温储热；热电解耦；深度调峰；供热引言十三五期间，新能源发电在国家政策扶持下迅猛发展，同时电力负荷中居民用电和第三产业用电比重持续快速增长U不论是新能源发电出力，还是居民

3、和第三产业的用电负荷，都具有很强的日内波动性，这些都对电力系统的灵活性运行造成很大挑战（2冏，系统急需大比例灵活电源改善电源结构，缓解系统调峰压力，解决新能源电力消纳问题。据分析，电力系统中理想的灵活调峰电源占比应达到总装机的10%15%,目前系统中灵活调峰电源主要是抽水蓄能和燃气发电电站，装机占比不到6%，并且受建设条件和运行成本限制，这类电源发展较慢。由于富煤贫油缺气，在过去四十年的快速发展过程中，我国为了保障电量供应发展了大量火电机组，截至2019年底，我国煤电装机容量高达1.04TW,装机占比51.8%,发电量占比62.2%。煤电是非常重要的灵活性调峰电源，已经从过去的电量保障变为电力

4、、电量双保障，有力促进新能源消纳和保证电网安全。因此，对现有装机中比重最大的燃煤机组实施灵活性改造，以及推动新型大容量储能技术应用成为解决上述问题的重要途径。电力发展十三五“规划中提出：加强调峰能力建设，提升系统灵活性。全面推动煤电机组灵活性改造，实施煤电机组调峰能力提升工程。2018年3月，国家发展改革委国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见（发改能源（2018）364号）在关于加快推进电源侧调节能力提升的要求中，明确提出实施火电灵活性提升工程和推动新型储能技术发展及应用。本文在分析了常规燃煤机组灵活性改造方案存在问题的基础上，提出了一种新型的灵活性改造方案方案，将光热电站中的大容量高

5、温熔盐储热系统，嵌入传统的“锅炉-汽机热力系统中，削弱原本刚性联系的炉机耦合。这一方案大幅度增加火电机组的调峰能力，并能解决传统灵活性改造方案存在的问题。本文根据汽、水和熔盐的不同热力特性，利用热力平衡原理，建立了锅炉-高温储热-汽机一体化热力系统，并提供了系统设计方法，最后还对大容量高参数储热系统在电力系统中的应用进行了展望。1常规的火电机组灵活性改造方案及存在问题本文讨论的火电灵活性指的是运行灵活性，主要包括深度调峰、快速启停、爬坡能力，对于火电机组重点是提高机组的深度调峰能力。1.1 锅炉系统改造方案火电机组深度调峰在技术方面存在的困难主要是低负荷工况下锅炉不能稳定燃烧以及脱硝系统不能正

6、常运行导致大气污染物排放超标的问题回7）。锅炉侧深度调峰改造一般都是围绕这两个问题进行，常用的改造方案包括制粉系统优化、燃烧器改造、锅炉受热面优化、低负荷脱硝改造等。1.2 汽机侧热电解耦改造方案汽机低负荷运行能力要远高于锅炉，因此并无必要单独对汽机进行改造以提高整个燃煤机组的深度调峰能力。围绕汽机系统的改造均是针对热电联产机组，在供热季采用解耦或削弱以热定电的运行方式，满足机组供热要求的同时减少其发电出力。热电解耦”通常有两类技术路线，一类是汽机系统改造减少进入汽轮机做功的蒸汽，常用的方案包括汽机旁路供热、低压缸切除等网；一类是热网侧设置储热装置，在机组高负荷工况下蓄热而在低负荷工况下放热，

7、削弱热电负荷时间耦合程度来实现机组深度调峰，常用的储热方案包括热水罐、相变蓄热装置等，实际改造工程中大量采用了电锅炉+储热”的组合方案，利用电锅炉作为热源达到消耗电出力加大调峰深度的作用。1.3 常规灵活性改造方案存在的问题通过采用上述改造方案，火电机组深度调峰能力大幅提升，但存在的问题也不容忽视。1 ）机组在低负荷工况下运行会产生经济性下降问题。机组深度调峰时大幅偏离设计工况，主机效率降低，热损失增加，同时辅机空转率增加，厂用电率增加】。2）机组在低负荷工况下运行存在影响设备寿命甚至影响设备安全的问题。例如，锅炉进行深度调峰容易造成热应力和材料疲劳，影响元器件寿命11-121;锅炉超低负荷时

8、，空气动力场、烟气流场、炉内壁面温度场偏差大，水动力偏差加剧，安全隐患增加【I/;汽机切除低压缸运行时，易出现末级叶片颤振和水蚀，轴系振动风险增大口5】；辅机在过低负荷下运行也可能会出现振动和影响寿命的问题；另外低负荷工况下，烟风系统流速低、尾部烟气温度低会造成堵煤堵灰、设备腐蚀等一系列问题。3）锅炉低负荷工况会造成运行难度和工作量增加。例如，对煤质稳定性要求高，这必然增加电厂的燃料成本和管理难度；制粉系统和烟风系统的运行复杂性增加，协调控制难度加大。4）热电联产机组的改造方案只能适用于采暖期，无法在非采暖期实现深度调峰。而且采用电锅炉+热水罐的供热方案将高品质的二次能源用于民用采暖，效率低、

9、供热经济性差，综合效益低下。2基于高温熔盐储热系统的火电机组深度调峰技术2.1 工艺系统方案及原理锅炉的低负荷运行工况是火电机组灵活性运行的最大瓶颈，因此可以在电厂内设置大规模高参数的储热系统将锅炉产生的高温蒸汽热量储存起来，从根本上削弱原本刚性联系的炉机耦合。存储的热量根据需要再返送汽轮机组发电，这样就能在保证锅炉安全运行的同时，灵活性调节汽轮机运行出力，实现机组的灵活运行。大规模储热技术按储热方式不同，可以分为显热储热、潜热储热和热化学储热。电力系统中大部分火电机组锅炉出口蒸汽温度在540560,高温熔盐储热技术既能很好匹配这一温度参数皿，又能实现大规模储热，非常适合应用于火电机组储热。采

10、用这种系统的多个光热电站项目已经投入商业示范运行【1刀，其技术可靠性、安全性和经济性已得到验证，可以直接引入应用。按上述原理进行设计，相当于在火电机组常规的锅炉-汽机热力系统中嵌入一套外置的高温熔盐储热系统，其工艺系统见图1o汽盐一蒸水熔-图1嵌入高温熔盐储热系统的火电机组工艺图由图1可知，上述方案中储热系统相对独立，整个储热系统由储热功率模块、储热容量模块和放热功率模块组成；其中储热容量模块为双罐系统，由一个高温罐和一个低温罐组成。当机组向下调节出力时，启动储热功率模块，锅炉产生的部分过热蒸汽和再热蒸汽通过储热功率模块对熔盐进行放热，低温罐中的冷熔盐获得热量温度升高，并储存在高温罐中；当机组

11、需要增加出力时，高温罐中的高温熔盐通过放热功率模块进行放热，放热模块产生的蒸汽回到汽轮机做功发电，释热后的熔盐温度降低回到低温罐中储存。参与储热的锅炉主蒸汽在放热后形成高压凝结水，最终回到锅炉给水系统；锅炉再热蒸汽在放热后仍为蒸汽状态，但参数降低，通过增压措施与汽机高压缸排汽混合后回到锅炉再热系统循环加热。上述工艺系统中，各个工艺模块均为闭式循环并各自独立运行，在整个储放热过程中，锅炉和汽机的工质没有减少，系统灵活性高。2.2 熔盐储热系统综合效率分析整个储热系统的综合效率取决于上述图1中各模块的效率。其中，储热功率模块涉及管道和设备热损失率,根据大中型火力发电厂设计规范(GB50660201

12、1)的规定，管道效率宜取99%口8】，即通过合理保温设计可保证储能系统的储热效率为99%,因此可以取热损失率中=1%。储热和放热过程有熔盐泵的运行电耗112,按照熔盐储热密度300kJ/kg、阻力1MPax热电效率40%估算的泵类厂用电率为0.83%;维持主机系统安全涉及再热蒸汽增压泵的运行电耗，按照再热蒸汽压缩功130kJ/kg、再热蒸汽热密度470kJ/kg、再热蒸汽热量占总热量比例20%,热电效率40%估算的再热蒸汽增压泵厂用电率13.83%;因此运行电耗112=14.66%。储热容量模块涉及管道和设备热损失率不，放热功率模块涉及管道和设备热损失率114,参照上述中的取值原则，取热损失率

13、3=r14=1%.因为熔盐的温度限制导致放热蒸汽温度为450低于主蒸汽温度540,理论做功炮损失率115=8.03%.系统综合效率可以按如下方式进行计算：=(1-)(1-2)(1巾)(1-r)(1-下)故储能系统估算的理论综合效率为76.2%,已经接近抽水蓄能机组，能源利用效率远高于热电联产机组电锅炉调峰供热方案。2.3 系统技术特点上述系统可以大幅度增加火电厂深度调峰能力，使汽机在15%额定负荷下运行，如果进一步将所发电力用于电加热器加热熔盐，甚至可以实现机组零功率上网。系统的主要技术特点如下：1）原锅炉及其辅机系统运行在较高出力，煤耗低，经济性和安全性高，也不存在脱硝系统运行问题。2）调峰

14、幅度深，只需根据需要设置相应功率的换热装置即可。3）调峰时间长，按需设置储热罐即可，可以实现单日10h以上的储热能力。4）调峰速度快，能够满足电力系统负荷大幅度波动的调节要求。5）储热参数高，系统综合效率高，熔盐储热温度可以达到500OC以上，放热蒸汽参数可以达到亚临界参数。6）储能系统功率模块和容量模块相互独立，储热过程和放热过程相互独立，系统运行灵活高，可以根据各个电厂不同的调峰需求定制储热系统方案。7）改善了整个机组的启停速度和变负荷能力，提高机组运行灵活性。8）系统综合效率高，能耗损失小，经济效益好。9）储热系统使用寿命长达30年、维护成本低，平准化发电成本低。10）对原锅炉-汽机工艺

15、系统改造小，除占地面积稍大以外，对建设条件要求不高，实施便利。以上技术特点很好地解决了常规的火电机组灵活性改造方案存在的问题，表1为各种灵活性改造技术方案的对比。表1火电机组灵活性改造技术方案对比表方案熔盐储热调峰锅炉侧宽负荷调峰泸调峰全年每天数小时 方式调峰全年每天长期调峰调峰容量0l()0% 负荷调峰时长0 12h国际先进最低20%0 负荷724 h受调峰幅度深，调峰调峰幅度较深，调g改造调“中时间长，负荷调节峰时间长，调节速“效果长快,启停速度快度较慢心.对原系统影响较对原系统影响较大，对改造,小，运行安全性机组运行安全性较切影响八高,使用寿命长差,影响机组寿命其适用于各种类型适用于大部分火电主改造的火电机组，实施机组，受限于锅炉机条件便利，需要较大的设计和煤种特性，热熔盐储罐场地初投资较低热社会主机煤耗指标较机组效率有所下主效益好,储能效率75%降,煤耗指标增加加3火电机组采用高温熔盐储热技术的应用前景展望综上所述，高温熔盐储热技术在火电机组灵活性改造中具有更广的机组适应性，改造后的机组具有更好的运行灵活性，更强的系统安全性，更高的运营经济性。考虑到该技术的特点，有以下三个方面的应用前景：3.1 改造后的火电机组可以更好地适应电力市场改革根据上文对系统的介绍和对系统功能的分析，特别是上述