周信華，鄭禎晨，胡遠慶

（中國電建集團河南省電力勘測設(shè)計院有限公司，河南 鄭州）

引言

在“雙碳”目標背景下，我國正加快新型能源體系建設(shè)，新型電力系統(tǒng)正面臨深刻變革，風(fēng)電、光伏等新能源將持續(xù)大規(guī)模發(fā)展，儲能因可實現(xiàn)在時間和空間維度上的能量轉(zhuǎn)移，受到行業(yè)廣泛關(guān)注，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長。儲能技術(shù)主要包括機械儲能（抽水蓄能、壓縮空氣儲能等）、儲熱（熔鹽蓄熱、熱水蓄熱等）、電氣儲能（電容器儲能、超導(dǎo)儲能等）和化學(xué)儲能（鋰離子電池、液流電池、鈉離子電池儲能等）等[1]。近年來，我國儲能產(chǎn)業(yè)政策逐步完善，技術(shù)裝備研發(fā)、示范項目建設(shè)日益加快，儲能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)技術(shù)、應(yīng)用場景、功能需求全面多元化的發(fā)展趨勢。其中，抽水蓄能技術(shù)當(dāng)前經(jīng)濟性最優(yōu)、應(yīng)用最成熟、規(guī)?；_發(fā)條件最好，已進入裝機快速增長階段；鋰離子電池儲能正進入快速發(fā)展迭代階段；儲熱技術(shù)正處于加速規(guī)模化應(yīng)用階段，熱水蓄熱、固體電蓄熱等技術(shù)已在煤電靈活性改造中得到較多應(yīng)用，熔鹽蓄熱正在加速由光熱發(fā)電向煤電靈活性改造、清潔供熱等多場景商業(yè)化應(yīng)用邁進；壓縮空氣儲能正在開展100 MW～350 MW 等級工程示范[2]。

隨著煤電發(fā)展定位逐漸明確，我國煤電正加速向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型，將作為新型電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的重要組成部分，其深度調(diào)峰能力面臨更高的要求[3]。目前，我國煤電靈活性改造已取得了諸多工程應(yīng)用，主要為鍋爐靈活性改造（制粉系統(tǒng)、燃燒器系統(tǒng)改造等）、汽輪機靈活性改造（切除低壓缸、高低旁聯(lián)合供熱等）以及熱電解耦改造（熱水蓄熱、固體電蓄熱等）等方面，但整體靈活調(diào)節(jié)能力尚有不足，仍需進一步提升深度調(diào)峰能力。

近年來，抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)正在加快開展有關(guān)示范應(yīng)用，因具備大規(guī)模應(yīng)用的技術(shù)條件和產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)、長時間儲能和深度調(diào)峰的優(yōu)勢，在煤電靈活性改造中具有廣闊的應(yīng)用前景。基于此，本文系統(tǒng)分析了抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)的應(yīng)用原理、應(yīng)用場景、技術(shù)指標以及適應(yīng)性等內(nèi)容，結(jié)合工程實例，對抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)的方案設(shè)計、主要工藝參數(shù)以及技術(shù)經(jīng)濟評價進行詳細介紹，將進一步促進其在煤電靈活性改造中的應(yīng)用推廣。

1 抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)概況

1.1 基本應(yīng)用原理

抽汽蓄熱技術(shù)，主要是指在熱電廠常規(guī)“鍋爐-汽輪機”熱力系統(tǒng)外增設(shè)儲熱系統(tǒng)，采用熱電機組的主蒸汽、再熱蒸汽或各級抽汽等蒸汽作為熱源，以高溫儲熱介質(zhì)形式儲存熱能，根據(jù)系統(tǒng)調(diào)峰需要，將所儲存的熱能釋放到機組熱力循環(huán)中，實現(xiàn)熱電解耦，以滿足機組深調(diào)和頂峰需求。抽汽蓄熱儲熱系統(tǒng)可采用高溫液態(tài)熔鹽等直接儲熱，也可采用混凝土等固體儲熱方式、相變儲熱方式等。由于熔鹽儲熱系統(tǒng)較為成熟，已在化工行業(yè)、光熱發(fā)電行業(yè)經(jīng)過多年驗證，系統(tǒng)可靠性高，具備良好的應(yīng)用經(jīng)驗和產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)，且熔鹽具有液態(tài)溫度范圍廣、儲熱溫差大、儲熱密度高、熱穩(wěn)定性好等優(yōu)點，能很好地匹配大型煤電機組儲熱和放熱，因此，目前抽汽蓄熱調(diào)峰技術(shù)主要采用熔鹽作為儲熱介質(zhì)，如圖1 所示。

圖1 抽汽熔鹽蓄熱調(diào)峰技術(shù)

1.2 主要應(yīng)用場景

采用不同的熱源和不同的放熱途徑時，抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)可以排列組合出不同的技術(shù)方案。本文重點介紹抽汽熔鹽蓄熱耦合煤電深調(diào)應(yīng)用場景，如圖2 所示。系統(tǒng)分為煤電機組主機模塊、熔鹽儲熱耦合模塊（充熱、儲熱、放熱子模塊），包括高溫熔鹽儲罐、低溫熔鹽儲罐、換熱器和輔助泵等設(shè)備[4]。在機組參與電網(wǎng)調(diào)峰需要降低出力時，保持鍋爐負荷不變，通過抽取部分主蒸汽和再熱蒸汽進入儲熱模塊，低溫熔鹽經(jīng)換熱器吸熱后變?yōu)楦邷厝埯}儲存于高溫熔鹽儲罐中，蒸汽放熱后返回機組相應(yīng)的熱力系統(tǒng)接口，完成充熱過程；在機組參與電網(wǎng)調(diào)峰需要增加出力時，仍然保持鍋爐負荷不變，從機組的相應(yīng)熱力系統(tǒng)接口抽出部分蒸汽或給水進入儲熱模塊，高溫熔鹽經(jīng)換熱器放熱后變?yōu)榈蜏厝埯}返回低溫熔鹽儲罐，蒸汽或給水吸熱后返回機組相應(yīng)的熱力系統(tǒng)接口，完成放熱過程[5]。上述充熱和放熱過程循環(huán)發(fā)生，以滿足機組深度調(diào)峰需求。

圖2 抽汽熔鹽蓄熱耦合煤電深調(diào)應(yīng)用

1.3 技術(shù)指標分析

1.3.1 調(diào)節(jié)靈活性

主要體現(xiàn)在深度調(diào)峰、快速調(diào)頻、安全爬坡、熱電解耦等方面，可在機組現(xiàn)有調(diào)峰下限的基礎(chǔ)上進一步降低出力約10%，使機組負荷調(diào)節(jié)范圍達到20%～100%Pe 甚至更寬，AGC 調(diào)頻能力得到大幅提升，負荷爬坡率安全提升1%～2%Pe/min，并能夠?qū)崿F(xiàn)各級供熱參數(shù)的長時間熱電解耦。

1.3.2 經(jīng)濟合理性

主要體現(xiàn)在儲能效率高、儲能時間長、單位成本低等方面。熔鹽儲熱溫度可以達到500 ℃以上，綜合能源轉(zhuǎn)換效率約為70%～80%左右，與大型抽水蓄能基本相當(dāng)。儲能時長與熔鹽儲罐容量有關(guān)，一般可達到單日4～6 h，屬于長時間儲能范疇。單位功率成本約為4 500～6 000 元/kW，與大型抽水蓄能基本相當(dāng)，高于鋰離子電池；單位能量成本約為1 000～1 500 元/kW·h，介于大型抽水蓄能與鋰離子電池之間，參數(shù)情況對比如表1 所示。

表1 三種儲能技術(shù)性能參數(shù)情況對比[6]

1.3.3 運行安全性

鍋爐始終運行在最低穩(wěn)燃負荷以上，汽輪機低壓缸末級葉片運行工況得到改善，避免深度調(diào)峰引起輔機運行不穩(wěn)定，提高系統(tǒng)的運行安全性。

1.4 適應(yīng)性分析

在煤電機組靈活性改造方面，抽汽蓄熱技術(shù)具有更多的適應(yīng)性。一是相比于熱水蓄熱技術(shù)儲熱溫度低、不能實現(xiàn)工業(yè)蒸汽熱電解耦，抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)儲熱溫度高，能適應(yīng)更多供熱應(yīng)用場景。二是相比于電化學(xué)儲能主要用于輔助火電機組AGC 調(diào)頻場景，抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)可為系統(tǒng)提供可靠的轉(zhuǎn)動慣量和穩(wěn)定電壓能力[7]。三是相比于電蓄熱技術(shù)適用于低參數(shù)采暖供汽，抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)采用儲存蒸汽熱量的方式，能源轉(zhuǎn)換效率更高，可擴展到大容量高參數(shù)工業(yè)供熱等應(yīng)用場景。

同樣，抽汽蓄熱技術(shù)也存在一些局限性。相比于常規(guī)煤電深度調(diào)峰技術(shù)，抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)投資相對較高，仍處于示范階段，在應(yīng)用場景和商業(yè)運行模式方面仍需實踐探索；另外，熔鹽在低溫條件下存在凝固凍堵風(fēng)險，在高溫下會腐蝕管道和循環(huán)輸送設(shè)備，甚至?xí)l(fā)生高溫分解，一定程度上限制了其推廣應(yīng)用。

2 抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)工程實例

近年來，我國已有部分煤電機組開展抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)示范的前期工作，但仍未有投運的工程實例。據(jù)悉，某電廠2×660 MW 燃煤供熱機組擬采用抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)進行深度調(diào)峰靈活性改造，正在開展可行性研究工作，項目有關(guān)情況如下：

2.1 深度調(diào)峰方案

經(jīng)綜合比選，該項目采用抽汽熔鹽蓄熱深度調(diào)峰技術(shù)方案，調(diào)峰時段將機組產(chǎn)生的主蒸汽、再熱蒸汽通過新增的高、低旁路將蒸汽引至換熱器內(nèi)兩級加熱熔鹽，將機組多余的熱量儲存于高溫熔鹽儲罐內(nèi)，非調(diào)峰時段將高溫熔鹽儲罐的熱量用于產(chǎn)生蒸汽供應(yīng)工業(yè)供汽及熱網(wǎng)加熱用汽，旨在實現(xiàn)兩臺機組全年深度調(diào)峰由40%（264 MW）提升至25%（165 MW）以下，同時滿足1 400 MW 的供熱負荷及200 t/h 的工業(yè)供汽。

2.2 主要工藝參數(shù)

該項目抽汽汽源為主蒸汽、高溫再熱蒸汽，采用的熔鹽介質(zhì)為硝酸鹽混合物，熔點為115 ℃，使用溫度范圍280～570 ℃，具有良好的傳熱和儲熱特性（導(dǎo)熱系數(shù)0.47 W/m·K、比熱1.47 J/g·K、密度1.98 g/cm3），選用高溫、低溫熔鹽儲罐均為3 300 m3，熔鹽使用量3 000 t，額定儲熱功率為85 MW，儲熱量為300 MW·h。主要工藝參數(shù)如表2 所示。

表2 抽汽熔鹽蓄熱系統(tǒng)主要工藝參數(shù)

2.3 技術(shù)經(jīng)濟評價

該項目靜態(tài)總投資2.5 億元，其中設(shè)備購置費占比近70%，單位功率成本2 941 元/kW，單位能量成本833 元/kW·h，考慮調(diào)峰收益，項目投資回收期5.9年，具有較好的經(jīng)濟性。主要經(jīng)濟指標如表3 所示。

表3 抽汽熔鹽蓄熱系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟評價

3 結(jié)論

綜上所述，抽汽熔鹽蓄熱技術(shù)具有技術(shù)成熟、靈活調(diào)節(jié)、經(jīng)濟可靠、運行安全等諸多優(yōu)勢，能夠?qū)崿F(xiàn)長時間儲能、靈活調(diào)峰和熱電解耦，大幅提升煤電機組調(diào)節(jié)能力，降低系統(tǒng)中其他儲能的裝機需求，在煤電機組靈活性領(lǐng)域具有廣闊應(yīng)用前景。