李 斌，王雨萌，張慶來(lái)，范林達(dá)，劉雅晴，張新敬

（1.華北電力大學(xué)能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院，河北 保定 071003； 2.中國(guó)科學(xué)院工程熱物理研究所，北京 100190）

電力行業(yè)是碳中和社會(huì)建設(shè)的中堅(jiān)力量，實(shí)現(xiàn)碳中和的重要途徑就是大力發(fā)展風(fēng)能、太陽(yáng)能等新能源替代化石能源，以減少二氧化碳排放[1]。但風(fēng)電和光伏發(fā)電出力具有隨機(jī)性和波動(dòng)性，且現(xiàn)有的電力系統(tǒng)靈活性低，所以需要提高除風(fēng)電和光伏之外其他發(fā)電廠的靈活性[2-3]。因此，利用儲(chǔ)能、太陽(yáng)能來(lái)提高火電機(jī)組靈活性的“光火儲(chǔ)”一體化發(fā)電系統(tǒng)，對(duì)可再生能源的高效利用、實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)具有重要意義。

目前，大多數(shù)電廠采用技術(shù)相對(duì)成熟、可靠性較高、價(jià)格較低的鋰電池儲(chǔ)能，以滿足大型火電機(jī)組的儲(chǔ)能需求[4-5]。由于其材料采用活躍的金屬鋰，具有燃燒、爆炸風(fēng)險(xiǎn)，且鋰電池一旦著火，沒(méi)有有效的滅火手段[6]；從環(huán)保性能來(lái)看，其生產(chǎn)過(guò)程及廢舊電池回收處理都涉及環(huán)保問(wèn)題；從系統(tǒng)規(guī)模來(lái)講，鋰電池目前主要為10 MW級(jí)，單體項(xiàng)目尚未達(dá)到百兆瓦級(jí)。

相比之下，壓縮空氣儲(chǔ)能存儲(chǔ)介質(zhì)為不可燃的空氣，系統(tǒng)運(yùn)行不會(huì)發(fā)生爆炸；儲(chǔ)、釋能過(guò)程中沒(méi)有任何化學(xué)反應(yīng)，清潔無(wú)污染，對(duì)環(huán)境友好[7]。此外，中國(guó)科學(xué)院工程熱物理研究所儲(chǔ)能研發(fā)中心自主設(shè)計(jì)研發(fā)了10 MW級(jí)先進(jìn)絕熱壓縮空氣儲(chǔ)能（advanced adiabatic compressed air energy storage，AA-CAES）系統(tǒng)[8-9]，壓縮空氣儲(chǔ)能單機(jī)已達(dá)到百兆瓦級(jí)規(guī)模，國(guó)際首套100 MW示范系統(tǒng)正在張家口建設(shè)中[10]。

近幾年，許多學(xué)者開(kāi)展了燃煤電廠與壓縮空氣儲(chǔ)能（compressed air energy storage，CAES）系統(tǒng)耦合技術(shù)的研究[11-12]，結(jié)果表明：燃煤電廠與CAES系統(tǒng)耦合后可省去AA-CAES系統(tǒng)的儲(chǔ)熱罐、儲(chǔ)冷罐，節(jié)省建造費(fèi)用。Pan等人[13]以某超臨界350 MW燃煤電廠為研究對(duì)象，對(duì)火電機(jī)組與CAES耦合系統(tǒng)進(jìn)行了熱力學(xué)評(píng)價(jià)，結(jié)果表明，新型CAES系統(tǒng)的往返效率和效率分別達(dá)到64.08%和70.01%。作者所在課題組以某350 MW火電機(jī)組（CFPP）為研究對(duì)象，提出了與10 MW級(jí)AA-CAES系統(tǒng)的最佳耦合方案，利用儲(chǔ)能階段的壓縮熱加熱部分凝結(jié)水至接近除氧器入口溫度后，將其送入除氧器，降低了凝結(jié)水對(duì)機(jī)組的影響；釋能階段由火電機(jī)組5段抽汽加熱壓縮空氣，實(shí)現(xiàn)了火電機(jī)組與儲(chǔ)能的密切耦 合[14]。但該方案在釋能階段需要由火電機(jī)組抽取部分熱量加熱高壓空氣，不利于火電機(jī)組的穩(wěn)定運(yùn)行。

太陽(yáng)能發(fā)電有光伏發(fā)電和光熱發(fā)電2種形式[15]。光熱發(fā)電近幾年發(fā)展快速，與光伏發(fā)電相比，具有清潔高效、穩(wěn)定可靠等優(yōu)點(diǎn)[16]，且?guī)?chǔ)熱的光熱發(fā)電在白天可以將多余的太陽(yáng)能進(jìn)行儲(chǔ)存，在夜間或者太陽(yáng)光照條件不好的情況下繼續(xù)發(fā)電，這是光伏發(fā)電所不具備的。

燃煤電廠與太陽(yáng)能光熱系統(tǒng)耦合的方案也已經(jīng)被提出并顯示出良好的前景[17-20]。Zhao等人[21]研究了內(nèi)蒙古地區(qū)首個(gè)太陽(yáng)能燃煤混合電廠（燃煤電廠發(fā)電200 MW，太陽(yáng)能輸出10 MW），并對(duì)該電廠進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)可行性分析。作者所在課題組對(duì)帶儲(chǔ)熱的太陽(yáng)能燃煤輔助發(fā)電機(jī)組進(jìn)行了分析，在燃煤電廠與太陽(yáng)能光熱系統(tǒng)耦合的前提下，引入太陽(yáng)能儲(chǔ)熱裝置，經(jīng)過(guò)模擬選出最佳集成方案，結(jié)果顯示，引入儲(chǔ)能裝置后的太陽(yáng)能輔助燃煤機(jī)組日用煤量較之前至少節(jié)約7.62 t，解決了太陽(yáng)能不穩(wěn)定、時(shí)效性差等缺點(diǎn)[22]。

根據(jù)以上研究，使用太陽(yáng)能儲(chǔ)熱罐中的熱量代替火電機(jī)組抽汽，既能保證火電機(jī)組的穩(wěn)定運(yùn)行，又可以提高可再生能源利用效率。本文提出了基于CAES的“光火儲(chǔ)”一體化發(fā)電技術(shù)，即在10 MW的AACAES系統(tǒng)與CFPP耦合的基礎(chǔ)上，引入帶有儲(chǔ)熱的槽式太陽(yáng)能發(fā)電系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)“光火儲(chǔ)”一體化發(fā)電。

1 系統(tǒng)描述

本文“光火儲(chǔ)”一體化發(fā)電系統(tǒng)包括CFPP系統(tǒng)、CAES系統(tǒng)以及帶儲(chǔ)熱的光熱系統(tǒng)3個(gè)子系統(tǒng)。CFPP系統(tǒng)選取某350 MW的供熱機(jī)組為研究對(duì)象。汽輪機(jī)采用哈爾濱汽輪機(jī)有限責(zé)任公司生產(chǎn)的C280/N350-16.7/537/537型抽汽凝汽式、亞臨界、一次中間再熱、雙缸、單軸汽輪發(fā)電機(jī)組。給水加熱器布置為“三高四低一除氧”。鍋爐為亞臨界、一次再熱、單爐膛、平衡通風(fēng)、自然循環(huán)汽包HG-1165/17.5-540/540-HM3型鍋爐[23]。

針對(duì)該機(jī)組，設(shè)計(jì)了2套同時(shí)耦合帶儲(chǔ)熱的光熱系統(tǒng)與CAES系統(tǒng)的方案。

方案1如圖1所示。CAES系統(tǒng)側(cè)包括發(fā)電機(jī)、壓縮機(jī)、膨脹機(jī)、熱交換器和儲(chǔ)氣罐，與傳統(tǒng)AACAES系統(tǒng)相比，省去了儲(chǔ)熱罐、儲(chǔ)冷罐。在儲(chǔ)能時(shí)，過(guò)剩電能驅(qū)動(dòng)壓氣機(jī)，將空氣壓縮至高壓儲(chǔ)存于儲(chǔ)氣罐，各級(jí)壓縮機(jī)出口處的高溫空氣經(jīng)過(guò)換熱器將熱量傳遞給CFPP凝結(jié)水泵出口的部分凝結(jié)水，凝結(jié)水吸收了壓縮熱后被引入CFPP的除氧器入口，在此過(guò)程中回收儲(chǔ)能過(guò)程的壓縮熱，被加熱的凝結(jié)水溫度與除氧器入口溫度相近，保證了機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行。釋能時(shí)，高壓空氣從儲(chǔ)氣罐中釋放出來(lái)，通過(guò)節(jié)流閥調(diào)整至一定壓力后，先進(jìn)入換熱器，吸收來(lái)自CFPP的5號(hào)抽汽的熱量，然后進(jìn)入膨脹機(jī)做功；空氣經(jīng)4級(jí)吸熱、膨脹、做功后排入大氣[24]。

圖1 使用方案1的耦合系統(tǒng)示意Fig.1 Schematic diagram of the coupling system with scheme 1

帶儲(chǔ)熱的光熱系統(tǒng)選用槽式太陽(yáng)能光熱系統(tǒng)，采用噴淋式石子填充床蓄熱罐，傳熱介質(zhì)選擇導(dǎo)熱油。在有光照的條件下，閥1—閥5均開(kāi)啟，為光熱系統(tǒng)儲(chǔ)熱階段，部分導(dǎo)熱油進(jìn)入蓄熱裝置儲(chǔ)熱，同時(shí)另一部分導(dǎo)熱油經(jīng)過(guò)油水換熱器加熱從除氧器前端抽取的部分給水，被加熱的給水被送入1號(hào)高壓加熱器（高加）前端。當(dāng)閥1、閥2關(guān)閉，閥3、閥4、閥6、閥7開(kāi)啟時(shí)，系統(tǒng)為夜間釋熱階段，導(dǎo)熱油進(jìn)入蓄熱罐吸收熱量，經(jīng)油水換熱器將部分給水加熱。

由于方案1在CAES系統(tǒng)釋能階段利用部分CFPP的5號(hào)抽汽加熱空氣，在一定程度上影響了CFPP的運(yùn)行參數(shù)，因此，改變CAES系統(tǒng)釋能階段熱量供給方式，利用太陽(yáng)能蓄熱器中熱量代替方案1中釋能階段的抽汽，構(gòu)成耦合太陽(yáng)能儲(chǔ)熱的AA-CAES系統(tǒng)（方案2，見(jiàn)圖2），這樣既保證了火電機(jī)組安全運(yùn)行，又能利用儲(chǔ)熱裝置，克服太陽(yáng)能的隨機(jī)性和波動(dòng)性，進(jìn)一步降低火電機(jī)組煤耗。

圖2 使用方案2的耦合系統(tǒng)示意Fig.2 Schematic diagram of the coupling system with scheme 2

2 研究方法及模型

本文“光火儲(chǔ)”一體化發(fā)電系統(tǒng)采用槽式太陽(yáng)能集熱蓄熱系統(tǒng)，壓縮空氣側(cè)采用改進(jìn)后的10 MW級(jí)AA-CAES系統(tǒng)。使用EBSILON軟件模擬計(jì)算。

2.1 燃煤電廠參數(shù)

以非采暖季THA工況的運(yùn)行數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，在EBSILON平臺(tái)上搭建燃煤電廠模型，不考慮汽輪機(jī)軸封漏汽。為檢驗(yàn)所建模型的可靠性，對(duì)已有工況的熱力系統(tǒng)性能進(jìn)行模擬，模擬結(jié)果與設(shè)計(jì)值對(duì)比見(jiàn)表1。

表1 某350 MW燃煤機(jī)組設(shè)計(jì)參數(shù)仿真結(jié)果Tab.1 Simulation results of design parameters of a 350 MW coal fired unit

由表1可知，與設(shè)計(jì)值相比，本文建立的熱力系統(tǒng)模型計(jì)算值最大相對(duì)誤差為0.77%，小于工程允許誤差，因此模型可靠性較高。

2.2 CAES系統(tǒng)模擬

CAES系統(tǒng)主要設(shè)備有壓縮機(jī)、膨脹機(jī)、換熱器、儲(chǔ)氣罐、閥門等。儲(chǔ)能階段和釋能階段不同時(shí)運(yùn)行，10 MW級(jí)AA-CAES系統(tǒng)示意如圖3所示。

圖3 10 MW級(jí)AA-CAES系統(tǒng)示意Fig.3 Schematic diagram of the AA-CAES system

利用EBSILON軟件建立其仿真模型，通過(guò)計(jì)算模型的相關(guān)參數(shù)，對(duì)設(shè)計(jì)工況下的AA-CAES系統(tǒng)進(jìn)行仿真，并做以下假設(shè)：

1）空氣為干空氣，主要成分為N2（體積分?jǐn)?shù)75%）和O2（體積分?jǐn)?shù)23%），無(wú)其他物質(zhì)對(duì)系統(tǒng)熱力過(guò)程造成的影響；

2）不考慮設(shè)備、管道的壓力損失及熱量損失；

3）整個(gè)工作周期內(nèi)處于穩(wěn)定狀態(tài)；

4）壓縮機(jī)和透平等熵效率為固定值，取88%；

5）環(huán)境溫度和壓力分別為25 ℃、101.325 kPa。

為對(duì)CAES系統(tǒng)進(jìn)行熱力學(xué)特性分析，首先需要計(jì)算儲(chǔ)氣罐所需容積。

1）儲(chǔ)氣罐儲(chǔ)存的能量EC為：

式中：N為壓縮機(jī)輸入功率，kW；t為儲(chǔ)能時(shí)間，h。 2）儲(chǔ)氣罐容積V為：

式中：p0為大氣壓力，kPa；πz為壓縮機(jī)總壓比。

AA-CAES系統(tǒng)儲(chǔ)氣罐設(shè)計(jì)壓強(qiáng)為10 MPa，儲(chǔ)能時(shí)間8 h，儲(chǔ)氣罐計(jì)算容積為5225 m3。為防止儲(chǔ)氣罐壓力波動(dòng)引發(fā)末級(jí)壓縮機(jī)壓比突升，造成氣缸溫度過(guò)高，需降低末級(jí)壓比設(shè)計(jì)值。通過(guò)調(diào)節(jié)換熱器換熱能效，將最后一級(jí)出口溫度控制在34.85 ℃左右。儲(chǔ)能階段各部件具體參數(shù)設(shè)計(jì)見(jiàn)表2。

表2 儲(chǔ)能階段各部件具體參數(shù)設(shè)計(jì)Tab.2 Design parameters of each component in energy storage stage

AA-CAES系統(tǒng)釋能階段壓強(qiáng)設(shè)為7 MPa，釋能時(shí)間為4.2 h，膨脹機(jī)為4級(jí)透平，換熱器為4級(jí)換熱，膨脹機(jī)及儲(chǔ)氣罐具體參數(shù)設(shè)計(jì)見(jiàn)表3、表4。

表3 釋能階段膨脹機(jī)及儲(chǔ)氣罐參數(shù)設(shè)計(jì)Tab.3 Design parameters of the expander and gas tank in energy release stage

表4 儲(chǔ)氣罐設(shè)計(jì)參數(shù)Tab.4 Design parameters of the of gas tank

2.3 太陽(yáng)能儲(chǔ)熱系統(tǒng)模擬

采用我國(guó)北方某地夏至日12:00的太陽(yáng)能輻射數(shù)據(jù)，傳熱介質(zhì)列間距為12.5 m，采用LS-2典型槽式集熱器，采集器總長(zhǎng)度1920 m，收集器數(shù)量為6，總開(kāi)口面積為46080 m2。采用新型噴淋式石子填充床式蓄熱器，罐體為圓柱形，內(nèi)部充滿石子，傳熱流體為高溫導(dǎo)熱油。蓄熱開(kāi)始后，導(dǎo)熱油經(jīng)過(guò)噴淋裝置分流成若干液柱噴淋至填充床表面滲流向下，并與石子填充床的石子發(fā)生換熱，將熱存儲(chǔ)起來(lái)，直到蓄熱器的出口溫度與進(jìn)口溫度近似相等時(shí)，蓄熱過(guò)程結(jié)束。

2.4 評(píng)價(jià)指標(biāo)

“光火儲(chǔ)”發(fā)電系統(tǒng)是一種多能源輸入的復(fù)雜能量系統(tǒng)。本文通過(guò)熱耗率、發(fā)電煤耗、效率等指標(biāo)來(lái)進(jìn)行分析評(píng)價(jià)。

1）熱耗率

熱耗率表示機(jī)組每發(fā)出1 kW·h電量時(shí)消耗的熱量，計(jì)算式為：

式中：q0為熱耗率，kJ/(kW·h)；Dgs、Dzr、Dgr為給水流量、再熱蒸汽流量、供熱抽汽流量，kg/s；Hgs、Hzr、Hgr為給水焓增、再熱蒸汽焓增、供熱焓增，kJ/kg。

2）標(biāo)準(zhǔn)發(fā)電煤耗率

標(biāo)準(zhǔn)發(fā)電煤耗率的計(jì)算公式為：

式中：bs為標(biāo)準(zhǔn)發(fā)電煤耗率，g/(kW·h)；B0為標(biāo)準(zhǔn)煤耗量，g；W為機(jī)組實(shí)際發(fā)電量，kW·h。

式中：ηex為效率；EX,out為收益，即離開(kāi)系統(tǒng)的各項(xiàng)值之和，MW；EX,in為投入，即進(jìn)入系統(tǒng)的各項(xiàng)值之和，MW。

表5 系統(tǒng)主要部件效率計(jì)算公式Tab.5 Calculation formula of exergy efficiency for major devices of the system

表5 系統(tǒng)主要部件效率計(jì)算公式Tab.5 Calculation formula of exergy efficiency for major devices of the system

部件 投入images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png 收益images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png效率 汽輪機(jī) 進(jìn)出口工質(zhì)images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png差Ex2-Ex1 對(duì)外輸出的有用功W 2 1 x x W E E- 壓氣機(jī)、泵 外界耗功W 進(jìn)出口工質(zhì)images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png差 Ex2-Ex1 2 1 x x E E W- 換熱器 熱流體進(jìn)出口差Ex1-Ex2 冷流體進(jìn)出口images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.png差1 2 x x E E-＇ ＇ 1 21 2 x x x x E E E E-＇ ＇- 節(jié)流閥 工質(zhì)進(jìn)口images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.pngEx1 工質(zhì)出口images/BZ_49_1463_1573_1510_1627.pngEx2 2 1 x x EE

4）售電收益

售電收益表示通過(guò)在谷段電價(jià)時(shí)買電儲(chǔ)能，在釋能階段釋能賣電，從而獲得的收益。

式中：S為通過(guò)峰谷電價(jià)一體化系統(tǒng)的售電收益，元；K1為購(gòu)電費(fèi)用，元/(kW·h)；Win為壓縮機(jī)耗功，MW；T1為儲(chǔ)電時(shí)間，h；K2為售電費(fèi)用，元/(kW·h)；Wout為輸出電功率，MW；T2為售電時(shí)間，h。

3 結(jié)果與討論

3.1 熱力特性

對(duì)350 MW燃煤機(jī)組非采暖季THA工況的性能進(jìn)行評(píng)估，做以下假設(shè)。

1）CAES儲(chǔ)能階段為儲(chǔ)氣罐從空罐加入氣體直至儲(chǔ)滿，釋能階段為由滿罐釋空。

2）以1天為1個(gè)周期，時(shí)間分配如下：取晚間無(wú)光照條件下釋熱儲(chǔ)能8 h、釋熱釋能2.1 h；白天光照條件下，開(kāi)啟光熱系統(tǒng)的儲(chǔ)熱模式，同時(shí)儲(chǔ)熱釋能2.1 h，CAES系統(tǒng)不儲(chǔ)能不釋能（不儲(chǔ)不釋），太陽(yáng)能系統(tǒng)儲(chǔ)熱11.8 h。

系統(tǒng)熱力性能數(shù)據(jù)見(jiàn)表6。

表6 系統(tǒng)熱力性能Tab.6 Thermal performance of the system

在儲(chǔ)能過(guò)程中，CAES系統(tǒng)消耗9.62 MW電力，儲(chǔ)能時(shí)間為8 h。CAES系統(tǒng)儲(chǔ)能過(guò)程釋放的熱量用來(lái)加熱凝結(jié)水，將帶儲(chǔ)熱的光熱系統(tǒng)中的熱量傳遞給燃煤機(jī)組的給水。此過(guò)程中，保持火電機(jī)組總發(fā)電功率恒定，即會(huì)引起煤耗率降低：CFPP+ CAES系統(tǒng)的煤耗率降低1.44 g/(kW·h)，方案1、方案2的煤耗率均降低2.65 g/(kW·h)。

釋能過(guò)程中，可產(chǎn)生10.03 MW的功率，CFPP煤耗率為322.54 g/(kW·h)。由于燃煤電廠的汽輪機(jī)抽汽作為熱源加熱空氣，CFPP+CAES、方案1煤耗率提高，分別為324.69、323.73 g/(kW·h)；方案2采用太陽(yáng)能的熱量，煤耗率降低到321.62 g/(kW·h)。

圖4為各階段節(jié)煤量對(duì)比。由圖4可以看出：在儲(chǔ)能階段，CFPP+CAES系統(tǒng)節(jié)煤3.76 t，方案1、方案2在加入太陽(yáng)能的熱量后節(jié)煤6.90 t；在釋能階段，CFPP+CAES系統(tǒng)多消耗2.93 t煤，方案1多消耗1.61 t煤，方案2節(jié)煤1.31 t，這是由于方案2的CAES系統(tǒng)釋能并沒(méi)有對(duì)火電機(jī)組產(chǎn)生影響；在不儲(chǔ)不釋階段，方案1、方案2相當(dāng)于太陽(yáng)能輔助燃煤機(jī)組，均節(jié)煤2.87 t，CFPP+CAES系統(tǒng)相當(dāng)于CFPP系統(tǒng)正常運(yùn)行。

圖4 各階段節(jié)煤量對(duì)比Fig.4 Comparison of coal saving in each stage

取1天24 h作為1個(gè)周期，可計(jì)算出在整個(gè)周期內(nèi)：CFPP+CAES系統(tǒng)節(jié)省標(biāo)煤約0.83 t，方案1節(jié)省標(biāo)煤約8.15 t，方案2節(jié)省標(biāo)煤約11.07 t。由此可見(jiàn)，在加入太陽(yáng)能系統(tǒng)后，節(jié)煤量明顯增加，且方案2節(jié)煤量是方案2的1.36倍。

實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，相比于CFPP，CFPP+CAES系統(tǒng)的平均熱耗率下降了1.93 kJ/(kW·h)（圖5）。

圖5 不同系統(tǒng)平均熱耗率Fig.5 The average heat rates of different systems

由于儲(chǔ)能時(shí)壓縮機(jī)消耗電能轉(zhuǎn)化為凝結(jié)水的熱能，耦合后方案熱耗率降低；而釋能時(shí)消耗了汽輪機(jī)抽汽的熱量，CFPP+CAES系統(tǒng)熱耗率有所提高。方案1、方案2平均熱耗率分別降低了24.55、 33.5 kJ/(kW·h)，主要原因是白天太陽(yáng)能集熱裝置加熱給水，提升了機(jī)組熱效率，方案2熱耗率降低最多。

同理，CFPP+CAES系統(tǒng)、方案1、方案2的平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率均有所降低，其中方案2降低幅度最大，較CFPP+CAES系統(tǒng)下降了1.30 g/(kW·h)，低于原始CFPP（圖6）。

圖6 不同系統(tǒng)平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗率Fig.6 The average standard coal consumption rates for power generation in different systems

3.2 CAES系統(tǒng)分析

取方案1為例，圖7給出了CFPP+CAES系統(tǒng)CAES側(cè)主要設(shè)備的輸入、輸出和損失。圖中A代表壓縮機(jī)，B代表膨脹機(jī)，C代表?yè)Q熱器。對(duì)于整個(gè)CAES，主要輸入輸出為電能，儲(chǔ)能階段輸入76.96 MW·h的電能，釋能階段輸出42.13 MW·h的電能。在與火電機(jī)組耦合后，增加了與火電機(jī)組的傳遞，儲(chǔ)能時(shí)火電廠從壓縮機(jī)的壓縮空氣中吸收18.58 MW·h值，釋能時(shí)從汽輪機(jī)進(jìn)行抽汽，輸送17.14 MW·h值到空氣中。

圖7 CFPP+CAES耦合系統(tǒng)儲(chǔ)能釋能過(guò)程CAES側(cè) 損失（MW·h）Fig.7 Diagram of exergy loss in the process of energy storage and release of CAES in the CFPP+CAES (MW·h)

圖8 3個(gè)系統(tǒng)中CAES系統(tǒng)具體部件損失對(duì)比Fig.8 Comparison of exergy loss of specific component in CAES between three systems

圖9 3個(gè)系統(tǒng)中CAES具體部件效率對(duì)比Fig.9 Comparison of exergy efficiency of each component in CAES system of three systems

3.3 經(jīng)濟(jì)性分析

以某市2019年運(yùn)行的峰谷電價(jià)制度（表7）為參考，假設(shè)“光火儲(chǔ)”一體化系統(tǒng)年運(yùn)行時(shí)間按 332天計(jì)算，即儲(chǔ)能2656 h，釋能1394 h。每季度運(yùn)行83天，每天儲(chǔ)電8 h，在谷段電價(jià)時(shí)儲(chǔ)能，電站購(gòu)電費(fèi)用為826.81萬(wàn)元。系統(tǒng)每天售電4.2 h，輸出電功率按10 MW計(jì)算。

表7 某市2019年峰谷分時(shí)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)Tab.7 The time of use electricity price standard of peak valley in a city in 2019

CAES系統(tǒng)釋能所處時(shí)間在尖峰電價(jià)、峰段電價(jià)或峰平段電價(jià)時(shí)間段。經(jīng)計(jì)算，得到“光火儲(chǔ)”一體化系統(tǒng)每年的售電收益：

峰段售電收益（在夏季以尖峰電價(jià)出售，其余時(shí)間段以峰段電價(jià)出售）為1872.30萬(wàn)元。

峰平段售電收益為1094.19萬(wàn)元。

即售電收益最高為峰段售電時(shí)的收益，除去購(gòu)電費(fèi)用，“光火儲(chǔ)”一體化發(fā)電系統(tǒng)年凈售電收益最大為1045.49萬(wàn)元。

4 結(jié)論

1）以某350 MW火電機(jī)組為研究對(duì)象，提出了與10 MW級(jí)AA-CAES系統(tǒng)及太陽(yáng)能儲(chǔ)熱系統(tǒng)耦合的2種“光火儲(chǔ)”一體化方案：方案1采用帶儲(chǔ)熱的光熱系統(tǒng)直接與燃煤機(jī)組耦合，加熱給水，CAES系統(tǒng)釋能階段利用部分汽輪機(jī)抽汽與高壓空氣進(jìn)行換熱；方案2用蓄熱器中部分熱量加熱CAES釋能階段的高壓空氣，以保證火電機(jī)組安全運(yùn)行。通過(guò)EBSILON軟件模擬驗(yàn)證了方案的可行性。

2）模擬結(jié)果表明，方案2的熱力性能最優(yōu)，煤耗率全周期內(nèi)均降低，且節(jié)煤量是方案1的1.36倍，1天節(jié)約標(biāo)煤11.07 t。方案1的效率為66.02%，方案2的效率為68.81%，方案2較純AA-CAES系統(tǒng)（52.32%）提升了16.49%。5—8號(hào)換熱器效率較低，可以采取降低換熱器損失的方法來(lái)提高系統(tǒng)效率。

3）根據(jù)2019年某市峰谷分時(shí)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，CAES系統(tǒng)售電電價(jià)為峰段電價(jià)或峰平段電價(jià)，計(jì)算得到“光火儲(chǔ)”一體化系統(tǒng)每年的峰段售電收益為 1872.30萬(wàn)元，峰平段售電收益為1460.70萬(wàn)元，電站購(gòu)電費(fèi)用為983.52萬(wàn)元，即該系統(tǒng)每年凈售電收益最大為888.78萬(wàn)元。