何 燁， 李 超， 高佳圣， 周 艷

(青島科技大學 機電工程學院，山東青島 266061)

熱電聯(lián)產機組在滿足世界各國采暖季的用熱方面具有不可替代的作用，但也面臨著供熱量與熱負荷之間峰谷錯位的問題[1-2]。儲能技術作為一種調節(jié)和控制能源部署方案中基本的、不可缺少的技術，被認為是解決峰谷錯位問題的有效方法[3-5]，可有效提高熱電聯(lián)產系統(tǒng)的熱效率。研究表明，儲能系統(tǒng)集成到熱電聯(lián)產機組并同時運行時，通過配備控制系統(tǒng)，使儲能系統(tǒng)在熱電聯(lián)產機組的供暖過飽和期提取化石能源(如煤或天然氣)燃燒的熱能，并在供暖不飽和期釋放熱能用以抵消該期間內超出熱電聯(lián)產機組供熱量的熱負荷，使熱電聯(lián)產的供熱量與熱用戶的熱負荷相匹配[6-7]。該技術在滿足熱用戶需求的同時[8-9]，可以有效調節(jié)熱電聯(lián)產中綜合發(fā)電單元和區(qū)域供熱網(wǎng)絡的匹配度，使機組運行更經濟[10]，從而更有效地利用熱能，減少燃煤消耗[11]。故儲能輔助系統(tǒng)與熱電聯(lián)產的集成耦合日益受到國內外學者的重視。

為了深入分析儲能系統(tǒng)集成在熱電聯(lián)產機組中的可行性及可靠性，近年來學者們開展了廣泛的研究。Wang等[12]研究發(fā)現(xiàn)，在區(qū)域供熱系統(tǒng)中應用太陽能蓄熱可將清潔能源的份額提高13%，從而減少熱電聯(lián)產機組的耗煤量。Yan等[13]提出了一種混合儲能容量的分配方法，建立了混合儲能容量與峰谷差之間的數(shù)學模型，用于分析區(qū)域能源規(guī)劃和能源系統(tǒng)更新。Rosato等[14]將基于土壤地埋管儲能模式的季節(jié)性儲能用于區(qū)域供熱系統(tǒng)或熱電聯(lián)產系統(tǒng)，可減少區(qū)域供熱系統(tǒng)對一次能源的消耗，提高熱電聯(lián)產的靈活性。Zhao等[15]研究表明，輔助熱源模型在調控燃煤熱電聯(lián)產方面的靈活性更高。Hammer等[16]指出，在用戶終端安裝蓄熱器可以大大減少供熱網(wǎng)絡的損失，且供熱間歇性運行導致的額外低周疲勞是縮短蓄熱器使用壽命的主要原因。Nuytten等[17]采用理論分析的方法確定了熱電聯(lián)產與儲能結合的最大靈活性，指出影響系統(tǒng)運行靈活性的主要原因之一是系統(tǒng)延遲。Pagliarini等[18]提出了一個將儲能與熱電聯(lián)產耦合的方案，并用數(shù)值模擬方法分析了該方案用于某一校園供熱的加熱控制方式，結果表明該方法能有效控制校園的總供熱量。Wang等[19]提出了一種優(yōu)化熱電聯(lián)產負荷分配的控制策略，以提高熱電聯(lián)產應對負荷驟變的能力。Sun等[20]利用實驗研究方法，從熱力學角度分析了可再生能源在短時期內與熱電聯(lián)產耦合供熱的靈活性和運行特性，并通過動態(tài)模型定量分析了供熱量的變化對用戶室內溫度的影響；結果表明，該方案可以顯著提高熱電聯(lián)產系統(tǒng)的響應時間，且對熱用戶室內溫度的影響不大。盡管許多學者和專家在熱電聯(lián)產與儲能耦合運行方面做了大量工作，但在概念建模的層面來設計和評估儲能系統(tǒng)方面，大部分研究只分析了儲能裝置的性能，儲能系統(tǒng)與熱電聯(lián)產耦合運行時對供熱網(wǎng)絡運行的影響還鮮有涉及。而在儲能系統(tǒng)與熱電聯(lián)產耦合的控制策略方面，大部分研究僅將儲能系統(tǒng)作為簡單黑盒來進行分析，并未考慮氣溫、供暖區(qū)域、熱用戶使用習慣以及儲能系統(tǒng)自身變化對運行策略的影響。

為改善在熱電聯(lián)產過程中熱用戶對供熱的總體體驗，筆者提出了一種將儲能輔助循環(huán)系統(tǒng)集成于熱電聯(lián)產的新方案。利用儲能輔助循環(huán)系統(tǒng)，將冗余的熱能從過飽和期轉移到不飽和期并減少供熱和負荷的偏差，從而提高熱電聯(lián)產系統(tǒng)的熱經濟性。同時基于某600 MW熱電聯(lián)產機組，從熱力學角度及供熱調控靈活性方面，定量分析集成了儲能輔助循環(huán)系統(tǒng)的熱電聯(lián)產機組的熱經濟性及熱敏感度，為這類熱電聯(lián)產機組的運行提供理論依據(jù)。

1 熱電聯(lián)產系統(tǒng)

1.1 原始機組簡介

所研究的600 MW熱電聯(lián)產機組模型如圖1所示。系統(tǒng)中從中壓缸抽取的并用于加熱一次網(wǎng)循環(huán)水的抽汽，溫度范圍約為230～280 ℃，壓力范圍約為0.35～0.5 MPa。通常一次網(wǎng)中的回水被加熱到80～100 ℃，然后供應到二次網(wǎng)加熱器中加熱二次網(wǎng)的回水，使二次網(wǎng)的供水溫度達到40～65 ℃后供給熱用戶。

圖1 600 MW熱電聯(lián)產機組運行簡圖

1.2 集成儲能輔助循環(huán)系統(tǒng)的熱電聯(lián)產機組

將儲熱輔助循環(huán)系統(tǒng)集成在原熱電聯(lián)產系統(tǒng)中，如圖2所示。儲能輔助循環(huán)以導熱油為儲熱材料，主要設備包括1個高溫儲罐、1個低溫儲罐和2個板式換熱器。儲能輔助循環(huán)系統(tǒng)的運行主要由1個儲存閥和1個釋放閥控制。當熱電聯(lián)產機組的供熱處于過飽和期時，儲存閥打開，釋放閥關閉，此時儲熱介質通過儲存換熱器獲得一次循環(huán)水中的冗余熱量，儲存到高溫儲罐中；當熱電聯(lián)產機組的供熱處于不飽和期時，儲存閥關閉，釋放閥打開，二次網(wǎng)循環(huán)水的一部分在釋放換熱器中吸收熱量后作為補充供暖供給到熱用戶；最終釋放熱量后的儲熱介質會儲存至低溫儲罐等待下一次循環(huán)。

圖2 帶儲熱的熱電聯(lián)產機組

2 系統(tǒng)參數(shù)配置

2.1 機組的參數(shù)配置

熱電聯(lián)產機組的原則性熱力系統(tǒng)圖和基本參數(shù)如圖3和表1所示。該機組是標準的“三高、四低、一除氧”的回熱系統(tǒng)，各級回熱器參數(shù)見表2。由圖3可知，該系統(tǒng)第5級抽汽的一部分作為第5級回熱抽汽，另一部分進入一次網(wǎng)加熱器，用于加熱一次網(wǎng)循環(huán)水的回水。該機組用于中國北方某中型城市，同時根據(jù)該城市冬季平均室外溫度，采暖負荷率取30 W/m2[21]，室內供熱達標溫度規(guī)定為18 ℃，參考條件下的室外溫度由參考城市1月份的平均室外溫度決定[22]；為保證低壓缸末級葉片的安全運行，最小蒸汽質量流量限制在150 t/h，出口壓力應保持在0.4 kPa以上[23]。

圖3 600 MW熱電聯(lián)產機組的原則性熱力系統(tǒng)圖

表1 600 MW熱電聯(lián)產機組的額定參數(shù)

表2 機組各級回熱器的參數(shù)

2.2 輔助循環(huán)系統(tǒng)的參數(shù)配置

表3 輔助循環(huán)系統(tǒng)的參數(shù)

如圖4所示，在選擇導熱油的儲熱溫度時，分別模擬了儲熱溫度在70～80 ℃下輔助循環(huán)系統(tǒng)的效率。由圖4可知，隨著儲熱溫度的升高輔助循環(huán)系統(tǒng)的效率持續(xù)降低。同時由于導熱油與一、二次網(wǎng)供水溫度的換熱器端差限制，導熱油的儲熱溫度應在70～<90 ℃，因此導熱油的儲熱溫度選定為70 ℃。

圖4 不同儲熱溫度下輔助循環(huán)系統(tǒng)的效率

3 研究方法

3.1 系統(tǒng)模型與比較方案

采用Ebsilon Professional軟件搭建了上述綜合儲能熱電聯(lián)產系統(tǒng)的物理模型?；谀繕藱C組的熱設計參數(shù)由表1和表2給出。比較方案設計如下：(1) 原始機組方案;(2) 以增加燃煤的方法確保供熱飽和的增加燃煤供熱方案(方案一)；(3) 增設儲能循環(huán)系統(tǒng)的供熱方案(方案二)。表4給出了Ebsilon Professional中主要組件的詳細信息。

為了驗證Ebsilon模型的可行性，采用汽輪機額定工況條件下，計算無儲熱參考機組供電輸出的方式，結果如表5所示。從表5可以看出，與相關設備設計部門提供的測算參數(shù)相比，參數(shù)的計算值與設計值之間的相對誤差均低于0.25%，說明該模型相對準確，可以用來確定熱電聯(lián)產機組的非設計運行參數(shù)。

表4 Ebsilon Professional主要組件的詳細信息

表5 誤差表

3.2 評價標準

燃料利用系數(shù)(ηtp)是用來評估熱電聯(lián)產系統(tǒng)供熱和供電效率的常用指標，其表達式如下：

(1)

式中：Qfuel為燃料量，MW；Pe為發(fā)電量，MW；Qtp為熱化供熱量，MW。

需要注意的是，ηtp是一個定量指標，不能表示熱能和電能的品級差異，而只能表示燃料在定量方面的有效利用程度，因此將其作為估算熱電聯(lián)產燃料消耗的指標。另一個衡量熱電聯(lián)產設備本身的利用率或節(jié)能的經濟效果的指標是熱電比Rtp。熱電比是衡量加熱裝置的熱化供熱量與發(fā)電量的比值：

(2)

熱飽和度ζ是用來評價熱電廠或供熱站對熱用戶供熱質量的指標，定義式如下：

HPLC指紋圖譜法評價知柏地黃丸（濃縮丸）的質量…………………………………………………… 李雅靜等（20）：2747

(3)

式中：Qload為供熱負荷，MW；Qsup為供熱量，MW；ki為加權值，取值范圍為0～1；i為時間計數(shù)，取自然數(shù)0～23，即從0:00到當日23:00的取值。在本研究中，工作時間6:00—17:00的權重被設定為0.2，非工作時間18:00—次日5:00的權重被設定為0.8。

供熱偏差s2是用來評價實際熱飽和度與理想熱飽和度偏差量的指標，定義式如下：

(4)

(5)

式中：ηex為系統(tǒng)效率；Ec,in和Ec,out為冷流體進、出系統(tǒng)的，MW；Eh,in和Eh,out為熱流體進、出系統(tǒng)的，MW。

熱流體是指在熱交換中溫度下降的流體，而冷流體是指溫度上升的流體。其中Therminol VP-1導熱油的熱力參數(shù)可用經驗公式來表征。

(6)

式中：T為流體溫度，K；ρ為油的密度，kg/m3；cp為比熱容，kJ/(kg·K)；λ為導熱系數(shù)，W/(m·K)；ν為運動黏度，mm2/s；ps為飽和蒸氣壓，kPa；h為比焓，kJ/kg；s為比熵，kJ/(kg·K)。其中，h和s的液相流體零點標準是0 ℃。

相對誤差由公式(7)確定：

(7)

式中：δ為測算參數(shù)的相對誤差，%；Pe,d為測算參數(shù)的設計值；Pe,c為測算參數(shù)的計算值。

4 結果與討論

4.1 總體參數(shù)結果

從建模結果中得到方案一、方案二和原始方案的總體運行參數(shù)，如表6所示。從表6可以看出，方案一的煤耗、汽耗以及熱耗從原始方案的270.4 g/(kW·h)、3.07 kg/(kW·h)和7 923.8 kJ/(kW·h)增加到282.4 g/(kW·h)、3.12 kg/(kW·h)和8 277.4 kJ/(kW·h)，煤耗增加了12 g/(kW·h)，抽汽質量流量從原始方案的208.8 t/h提高至265.7 t/h，平均凈熱力輸出則從原始方案的138.0 MW提高至154.5 MW，提升了11.96%，說明方案一在大幅提高供熱總量的同時增大了汽耗和煤耗。在方案二中，由于供熱網(wǎng)耦合儲能系統(tǒng)的過程沒有對機組本身進行改造，所以方案二的汽耗、煤耗和抽汽質量流量等參數(shù)都與原始方案相同，而平均凈熱力輸出由于儲能系統(tǒng)的散熱損失從原始方案的138 MW下降至135.5 MW，下降了1.81%。說明方案二可以在不改變原機組運行的前提下，僅損失1.81%的供暖總量。

表6 3種方案的總體性能

3種方案的熱飽和度ζ、供熱偏差s2以及其他常規(guī)熱經濟性參數(shù)結果如表7所示?？梢钥闯?，在相同的電力負荷(600 MW)條件下，方案一的燃料利用系數(shù)ηtp和熱電比Rtp從原始方案的0.510%和0.231%增加到了0.513%和0.258%。分析方案二的常規(guī)性能參數(shù)，因其儲存過程和釋放過程不可同時進行，需將方案二拆分成2個部分：儲存過程的燃料利用系數(shù)和熱電比為0.487%和0.175%；釋放過程的燃料利用系數(shù)和熱電比為0.530%和0.280%。顯然，由于方案二的2個過程能在不同時間段對總體性能產生不同影響，燃料利用系數(shù)ηtp、熱電比Rtp不恒定，因此其不能完整描述儲能方案的熱經濟性。

表7 3種方案的熱經濟性 Tab.7 Thermal economy of three schemes 單位：%

為了彌補常規(guī)熱經濟性參數(shù)的不足，使用熱飽和度和供熱偏差來進一步說明方案二的性能。當?shù)?4 h內方案一與方案二的供熱-負荷曲線圖如圖5所示。從圖5可以看出，早上6:00到下午17:00的冗余熱量被補充到晚上18:00到第二天早上5:00，從而得出沒有經過改造的原始方案熱飽和度ζ為88.8%，供熱偏差為5.32%。方案一與方案二的熱飽和度都提高至100%，方案一的供熱偏差達到6.37%，而方案二的供熱偏差降低至4.34%，相比原始方案降低了0.98%。這是由于方案一提高的供熱總量是全局性的，即不僅在夜間提高供熱量，白天也同樣被提高了，這在白天和夜間具有不同價值權重(ki)的指標(熱飽和度和供暖偏差)下，極大地放大了方案一的不合理性。而方案二充分考慮了白天和夜間供熱需求的差異性，并針對這種差異性適當增設了相應的儲存和釋放冗余熱量的循環(huán)，從而在不增加燃煤消耗的基礎上，大幅降低了供熱偏差。因而，在熱電聯(lián)產的基礎上增設輔助的儲能系統(tǒng)在確保電網(wǎng)需求的基礎上，方案二可以有效地提高住宅熱用戶的供熱質量。

圖5 供熱與負荷的24 h 曲線圖

4.2 熱力學分析

為了說明方案一和方案二的熱力學機制，對2種方案進行能流分析和分析。能流分析的結果如圖6和圖7所示。對于熱用戶與區(qū)域供暖系統(tǒng)之間的局部過程的分析，結果見圖8和圖9。

圖6 方案一的整體能流圖

圖7 方案二的整體能流圖

圖8 方案一的區(qū)域供暖局部流圖

圖6中，在不改變發(fā)電量的情況下，方案一中的煤耗增量使得主蒸汽和再熱蒸汽的總焓從1 956.3 MW提升至1 988.6 MW，焓增達到32.3 MW，這些額外焓增將全部用于供熱而非發(fā)電。方案二中，主蒸汽和再熱蒸汽的總能量與原方案保持一致，即1 956.3 MW，發(fā)電功率保持與另2個方案一致的600 MW。此外，從區(qū)域供熱網(wǎng)的能量分布來看，方案一比方案二多消耗了40.3 MW的熱量，管道中的熱損失也增加了27.6 MW，方案一增加的耗能均來自于多燃燒的煤。因此表明在方案二調節(jié)供熱網(wǎng)的質量達到和方案一相同效果的情況下，不會增加煤耗。

圖9 方案二的區(qū)域供暖局部流圖

4.3 敏感性分析

輔助循環(huán)系統(tǒng)的敏感性分析主要包括二次網(wǎng)供水、回水溫度的波動對該系統(tǒng)的影響。各工況所對應供、回水溫度如表8所示。儲能總量、供暖偏差、儲罐溫度和輔助循環(huán)系統(tǒng)的效率結果如圖10所示。

表8 各工況下的供、回水溫度

(a) 儲能溫度和室外溫度的變化

如圖10(a)所示，在區(qū)域供熱網(wǎng)絡中，二次網(wǎng)供水及回水的溫度與室外溫度成反比，即室外溫度越高則供水、回水的溫度越低，這會顯著影響輔助循環(huán)系統(tǒng)與區(qū)域供熱網(wǎng)絡的協(xié)同。同時由于二次網(wǎng)循環(huán)水溫的變化，與之進行熱交換的導熱油溫度也會發(fā)生變化，從而儲罐的儲能溫度也發(fā)生變化。需要注意的是，隨著二次網(wǎng)循環(huán)水溫的下降，高溫儲罐中的溫度保持在70 ℃不變，而低溫儲罐中的溫度則如圖10(a)所示發(fā)生變化，以保證熱網(wǎng)中的水與導熱油的換熱能正常進行。

這種情況下，儲熱總量將隨著水溫的升高而減少，而供熱偏差將逐漸增加，如圖10(b)所示。同時，如圖10(c)所示，當二次網(wǎng)的供水溫度高于60 ℃時，輔助循環(huán)系統(tǒng)的效率平穩(wěn)下降，但在低于60 ℃時由于輔助循環(huán)系統(tǒng)的冷端溫度(低溫儲罐的溫度)已開始持續(xù)下降，所以效率出現(xiàn)了急劇下降。因此，方案二在室外溫度較低時優(yōu)勢更明顯。

5 結 論

(1) 通過熱力學分析，與增加燃煤方案相比，儲能方案的煤耗減少了12 g/(kW·h)，熱損失減少了27.6 MW。在此基礎上，儲能方案的效率比增加燃煤方案提高了2.22百分點，這表明儲能方案能夠更高效地利用從蒸汽輪機中低壓段抽汽的熱量。

(2) 方案二的熱飽和度從原始方案的88.8%提高到100%，相比原始方案供熱偏差降低0.98百分點。方案一雖然也提高了熱飽和度，但供熱偏差相比原始方案升高1.05百分點。通過使用這2個指標，可以更完整地描述儲能方案的熱經濟性，彌補常規(guī)熱經濟性參數(shù)不足的問題。

(3) 通過進行輔助循環(huán)系統(tǒng)的敏感性分析，發(fā)現(xiàn)隨著室外溫度的升高，供熱偏差也隨之升高，而儲能方案下的儲熱總量逐漸減少。輔助循環(huán)系統(tǒng)的效率會隨著室外溫度的升高而下降，這說明室外溫度越低，儲能系統(tǒng)的優(yōu)勢更明顯。