摘 要：建立電力現(xiàn)貨市場下熔鹽儲熱輔助低壓缸零出力機組深度調(diào)峰的容量優(yōu)化模型及其可行性評價模型，并以山西省某實施低壓缸零出力改造的350 MW熱電機組為例進行計算分析。結(jié)果顯示：該機組配置熔鹽儲熱裝置的最優(yōu)容量為471.16 MWh，靜態(tài)投資回收期為2.3 a。配置儲熱裝置導(dǎo)致機組售電收入降低，但煤耗成本降低，調(diào)峰收入增長，凈收益相比未配置熔鹽儲熱增加3167.16萬元。配置熔鹽儲熱后機組的運行靈活性顯著提高，處于電力現(xiàn)貨市場第一檔和第二檔的調(diào)峰時長均增加，總調(diào)峰時長占比從配置熔鹽儲熱前的56.4%增至85.6%。此外，煤炭價格的增加和供熱面積的增加對改造項目的凈收入和投資回收期是不利的。

關(guān)鍵詞：熱電聯(lián)產(chǎn)；儲能；熔鹽；深度調(diào)峰；容量配置；靈活性

中圖分類號：TM621 """""""""""" """"""""文獻標(biāo)志碼：A

0 引 言

伴隨著電力市場改革深化進程，中國正加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)并同步推進能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型調(diào)整，使得可再生能源發(fā)電裝機容量呈快速增長趨勢［1］。截至2024年11月，可再生能源裝機容量已達17.43億kW，占全國發(fā)電裝機總?cè)萘康?3.9%［2］。由于風(fēng)電等新能源具有隨機性、波動性的特點，其并入電網(wǎng)可能導(dǎo)致電力系統(tǒng)供需嚴(yán)重不匹配，出現(xiàn)用電高峰期供電短缺、用電低谷期供電過剩的現(xiàn)象［3］，在現(xiàn)貨電力市場電價波動中反映為市場出清價格最高可達1.34 元/kWh，最低接近于0 元/kWh，甚至出現(xiàn)負(fù)電價的現(xiàn)象［4-5］。為解決高比例可再生能源消納難題、提升電網(wǎng)負(fù)荷穩(wěn)定性，實施煤電機組火電靈活性改造是最主要的路徑之一。然而，在與新能源并存的電力系統(tǒng)中，煤電機組不具備發(fā)電成本優(yōu)勢，需依靠電力輔助服務(wù)和供熱等途徑獲得其他收益［6］。因此，在國家大力推進煤電機組向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型的形勢下，能否充分挖掘煤電機組特別是熱電機組的調(diào)峰能力，將直接影響煤電企業(yè)的盈虧和可再生能源電力的消納。

中國北方省區(qū)級電-熱綜合能源系統(tǒng)普遍采用燃煤熱電機組，具有較高的能源效率和較好的環(huán)境經(jīng)濟效益［7］，但機組“以熱定電”運行導(dǎo)致機組為保民生供熱而無法參與電網(wǎng)調(diào)峰，造成嚴(yán)重的“風(fēng)熱沖突”現(xiàn)象［8］。為解決熱電機組民生供熱與電力調(diào)峰沖突的矛盾，實現(xiàn)機組“熱電解耦”運行，前人研究了低壓缸零出力改造［9-10］、高低旁供熱改造［11-12］以及新增電鍋爐［13-14］、新增儲熱裝置［15-16］等熱電機組改造技術(shù)。前期煤電企業(yè)為控制投資規(guī)模，通常遵循“一廠一策”方針對機組進行以上火電靈活性改造［17］。其中，低壓缸零出力改造方案因其改造范圍小、投資成本低、運行簡單等優(yōu)勢［18］被廣泛采用，但改造后其最低電負(fù)荷率僅能降至25%［19］，電力調(diào)峰深度不足，在當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場下難以有效幫助煤電企業(yè)從電力輔助服務(wù)中獲取收益，導(dǎo)致企業(yè)出現(xiàn)虧損。新增儲熱裝置特別是結(jié)合電加熱方式，能通過能量跨時空的平移利用，有效提升熱電機組的靈活性［20］，實現(xiàn)機組零上網(wǎng)的深度電力調(diào)峰。其中，光熱電站領(lǐng)域常用的熔鹽儲熱技術(shù)可將電能轉(zhuǎn)換為熱能存儲在熔鹽中并適時釋放，能平衡電網(wǎng)負(fù)荷波動，在火電機組靈活性改造領(lǐng)域越來越受到重視［21-22］。文獻［23］研究表明，由于熔鹽價格較高，若僅利用熔鹽儲熱進行熱電機組靈活性改造，實現(xiàn)電力深度調(diào)峰目標(biāo)需較大的儲熱規(guī)模，改造經(jīng)濟性較差，無法滿足煤電企業(yè)實際需求。將低壓缸零出力改造和熔鹽儲熱技術(shù)耦合應(yīng)用，則既能減小熔鹽儲熱的建設(shè)規(guī)模、降低整體投資成本，又能實現(xiàn)零上網(wǎng)的深度電力調(diào)峰，有望增加火電靈活性改造的整體經(jīng)濟性。

本文以實施低壓缸零出力改造的熱電機組為研究對象，建立熔鹽儲熱輔助低壓缸零出力機組深度調(diào)峰的容量優(yōu)化模型，并從調(diào)峰能力、經(jīng)濟效益等角度進行應(yīng)用可行性分析，以期為相關(guān)煤電企業(yè)再次實施深度電力調(diào)峰改造提供幫助。

1 靈活性改造技術(shù)路線及參數(shù)

基于當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場背景，為進一步挖掘低壓缸零出力機組電力調(diào)峰深度，增加煤電企業(yè)電力輔助服務(wù)收益，本文提出低壓缸零出力機組耦合熔鹽儲熱的靈活性改造技術(shù)路線，運行方式為：當(dāng)?shù)蛪焊琢愠隽C組降負(fù)荷調(diào)節(jié)受限時，利用熔鹽儲熱裝置通過儲熱過程降負(fù)荷輔助調(diào)節(jié)；當(dāng)機組升負(fù)荷調(diào)節(jié)受限時，利用熔鹽儲熱裝置通過放熱過程升負(fù)荷輔助調(diào)節(jié)。

低壓缸零出力機組是指實施低壓缸零出力改造的抽凝式熱電機組，通過靈活調(diào)節(jié)中低壓連通管上的低壓蝶閥實現(xiàn)低壓缸“出力”或“零出力”運行狀態(tài)的在線快速切換［19］。本文以山西省某熱電廠實施低壓缸零出力改造的350 MW熱電機組為研究對象，其汽輪機為超臨界、一次中間再熱、雙缸雙排汽、抽凝式汽輪機組。低壓缸零出力改造前，機組原額定供熱工況下主要設(shè)計參數(shù)如表1所示，機組運行區(qū)間范圍為ABCD，改造后機組運行區(qū)間范圍擴至AB′C′D，如圖1所示。

為該機組配置高壓電阻加熱形式的熔鹽儲熱裝置，電壓等級為10 kV，在確定最優(yōu)儲熱容量時保留10%的設(shè)計余量，根據(jù)文獻［24-25］，選取具體設(shè)計參數(shù)見表2。根據(jù)文獻［26-27］，選取一種最易獲得且成本較低的二元高溫熔鹽Solar Salt作為研究對象，其物性參數(shù)見表3。

2 分析模型

2.1 儲熱容量優(yōu)化模型

以企業(yè)收益最大為目標(biāo)，同時考慮熔鹽儲熱裝置建設(shè)成本、運行成本與帶來收入的平衡問題，建立熔鹽儲熱容量優(yōu)化模型。優(yōu)化模型以低壓缸零出力機組的實際熱負(fù)荷和歷史實時電價為已知量，以發(fā)電量、供熱量和上網(wǎng)電量等為待優(yōu)化目標(biāo)，利用AMPL軟件進行熔鹽儲熱容量優(yōu)化及低壓缸零出力機組耦合熔鹽儲熱調(diào)峰運行優(yōu)化研究。

2.1.1 目標(biāo)函數(shù)

山西省作為中國電力現(xiàn)貨市場試點之一，電力交易形式為電力現(xiàn)貨市場和包括深度調(diào)峰在內(nèi)的輔助服務(wù)市場并行。在此場景下，低壓缸零出力機組配置熔鹽儲熱裝置后，熱電企業(yè)的收入和成本主要包括售電收入、調(diào)峰補償收入、供熱收入和運行煤耗成本及儲熱折算成本。本文優(yōu)化分析時機組供熱量不變，供熱收入也不發(fā)生變化，因此不再考慮供熱收入，此時該優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)表示為：

[maxf=max（fe+ftf-ccoal-chst）] （1）

式中：[fe]——機組運行期間的售電收入，元；[ftf]——機組運行期間的調(diào)峰補償收入，元；[ccoal]——機組運行期間的煤耗成本，元；[chst]——機組運行期間的儲熱裝置折算成本，元。

1）售電收入

熱電企業(yè)的售電收入與實際上網(wǎng)電量和現(xiàn)貨市場電價有關(guān)，具體表示為：

[fe=t=1Tpe，tPnete，tΔt] （2）

式中：[T]——機組運行總時長，h；[t]——運行時段，h；[pe，t]——[t]時段現(xiàn)貨交易實時電價，元/MWh；[Pnete，t]——[t]時段機組交易電量，MWh；[Δt]——單位時間段，h。

2）調(diào)峰補償收入

根據(jù)山西省地方政策，熱電機組在供熱期參與深度調(diào)峰市場的負(fù)荷基準(zhǔn)為：12—次年2月份平均負(fù)荷率60%，11月份、3月份平均負(fù)荷率55%；低于該基準(zhǔn)值視為提供有償調(diào)峰輔助服務(wù)，可獲得對應(yīng)檔位的調(diào)峰補償，其中：第一檔調(diào)峰負(fù)荷率范圍為[d1]=［40%，60%），第二檔調(diào)峰負(fù)荷率范圍為[d2]=［0，40%）。為便于計算，取有償調(diào)峰輔助服務(wù)的負(fù)荷基準(zhǔn)均為平均負(fù)荷率60%，第一檔調(diào)峰補償標(biāo)準(zhǔn)為400 元/MWh，第二檔調(diào)峰補償標(biāo)準(zhǔn)為600 元/MWh，則供熱期機組可獲得的調(diào)峰補償收入表示為：

[ftf=400t=1TPnet，d1e，tΔt+600t=1TPnet，d2e，tΔt] （3）

式中：[t=1TPnet，d1e，tΔt]、[t=1TPnet，d2e，tΔt]——機組在第一、二檔有償深度調(diào)峰時的上網(wǎng)電量，MWh。

3）運行煤耗成本

首先通過歷史運行數(shù)據(jù)（圖2、圖3）獲得低壓缸零出力機組的煤耗特性擬合系數(shù)，再將低壓缸零出力機組的供熱工況折算成相同進汽量下機組的純凝工況，計算機組在該供熱工況的運行煤耗成本。因此，運行煤耗成本計算方法為：

[Pcone，t=Pe，t+cvPh，t] （4）

[ccoal=pcoalt=1T（aPcone，t2+bPcone，t+c）Δt] （5）

式中：[Pcone，t]——相同進汽量下機組純凝工況對應(yīng)的電功率，MW；[Pe，t]——[t]時段低壓缸零出力機組運行工況點對應(yīng)的電功率，MW；[cv]——機組因供熱抽汽而損失電功率的比例系數(shù)量；[Ph，t]——[t]時段低壓缸零出力機組運行工況點對應(yīng)的熱功率，MW；[pcoal]——煤價，元/t；[a]、[b]、[c]——機組煤耗特性擬合系數(shù)。

4）儲熱裝置折算成本

熔鹽儲熱裝置的固定投資成本[cinvest]主要包括熔鹽、加熱器、泵等材料和設(shè)備成本及罐體建設(shè)成本，計算公式為：

[cinvest=（pconst+psalt）Chst+Qin，max50pheater+cother] （6）

式中：[cinvest]——固定投資成本，元；[pconst]——儲熱罐體建設(shè)單價，元/MWh；[psalt]——熔鹽單價，元/MWh；[Chst]——儲熱裝置容量，MWh；[Qin，max]——通過電阻加熱輸入儲熱裝置的最大熱功率，MW；[pheater]——單臺電阻加熱器價格，元/臺；[cother]——包含泵在內(nèi)的其他新增設(shè)備成本，元。

儲熱裝置折算成本[chst]包括投資折算成本[c1]和維修折算成本[c2]，可使用直線年限平均法計算，計算公式為：

[c1=ri（1+ri）k-rirs（1+ri）k-1cinvest] （7）

[c2=rmcinvest] （8）

[chst=c1+c2] （9）

式中：[ri]——熱電企業(yè)資金年利率；[k]——儲熱裝置的折舊壽命年限，a；[rs]——儲熱裝置的殘值率；[rm]——儲熱裝置的修理費率。

2.1.2 約束條件

熔鹽儲熱裝置與低壓缸零出力機組耦合運行時，需同時滿足低壓缸零出力機組的運行約束和熔鹽儲熱裝置的運行約束。

1）低壓缸零出力機組運行約束

低壓缸零出力機組運行包括切除低壓缸進汽和原抽凝方式運行兩種狀態(tài)，用[αt]表示機組切缸運行狀態(tài)量，[αt=0]代表機組未切除低壓缸進汽，仍以原抽凝方式運行，[αt=1]則代表機組切除低壓缸進汽。

[Pe，t≥（1-αt）?maxPcone，min-cvPh，t，P0e+cmPh，t+αt[P0e+cmPh，t-（cm+cv）ΔPh]] （10）

[Pe，t≤（1-αt）Pcone，max-cvPh，t+ """"""""αt[P0e+cmPh，max-（cm+cv）ΔPh]] （11）

[-Pramp≤（Pe，t+cvPh，t）-（Pe，t-1+cvPh，t-1）≤Pramp] "（12）

[αtPcone，min-P0e/（cm+cv）+ΔPh≤Ph，t≤Ph，max+αtΔPh] （13）

式中：[Pcone，max]、[Pcone，min]——機組純凝工況下的最大電出力和最小電出力，MW；[Pramp]——機組的最大爬坡率，MW；[Ph，max]——機組的最大抽汽供熱功率，MW；[cm]——機組最大抽汽工況下的電熱比；[P0e]——機組最大抽汽工況線與縱軸的交點，MW；[ΔPh]——相同進汽量下機組切除低壓缸進汽做工增加的供熱功率，MW。

2） 熔鹽儲熱裝置運行約束

[Qhst，0=0] （14）

[Qhst，t=（1-ηdiss）invt-1+Qin，t-Qout，t] （15）

[Qin，tQout，t=0] （16）

[Qout，t≤Qhst，t] （17）

[Qhst，t≤0.9Chst] （18）

式中：[Qhst，t]——不同時刻儲熱罐的儲熱量，MWh；[ηdiss]——儲熱罐的散熱率；[Qin，t]、[Qout，t]——[t]時刻機組通過電加熱方式儲存至儲熱罐的熱功率和儲熱罐釋放給熱用戶的熱功率，MWh。

3）能量平衡約束

低壓缸零出力機組耦合熔鹽儲熱系統(tǒng)的電量平衡關(guān)系可表示為：

[Pe，t=Pnete，t+Qin，tηeh] （19）

式中：[ηeh]——電阻加熱器的電熱轉(zhuǎn)化效率。

低壓缸零出力機組耦合熔鹽儲熱系統(tǒng)的熱量平衡關(guān)系可表示為：

[Qload，t=Ph，t+Qout，t] （20）

式中：[Qload，t]——不同時刻熱電機組需滿足的用戶需求熱功率，MW。

2.2 可行性評價模型

針對電加熱熔鹽儲熱應(yīng)用于低壓缸零出力機組深度調(diào)峰改造，本文主要從靈活性和經(jīng)濟性兩方面綜合評價其可行性。

2.2.1 靈活性評價模型

一方面，調(diào)峰工作時長占供熱期的比例可側(cè)面反映機組深度調(diào)峰改造的必要性，這是由于機組調(diào)峰工作時長占整個供熱期的比例越大，機組調(diào)峰深度不足對企業(yè)盈利能力的影響越明顯。另一方面，深度調(diào)峰改造后機組有償調(diào)峰工作時長占供熱期的比例增大，說明機組對電價波動的靈敏度增強，電能輸出能力對電價波動的跟隨度提升。因此，機組在有償調(diào)峰負(fù)荷范圍內(nèi)的工作時長是表征機組靈活性的重要因素。兩檔有償調(diào)峰工作時長占供暖期的比例[ε1]、[ε2]可分別表示為：

[ε1=d1，t=1TΔt] （21）

[ε2=d2，t=1TΔt] （22）

機組上網(wǎng)電負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍可直接反映機組調(diào)峰靈活性的變化，是衡量機組運行靈活性的重要指標(biāo)。本文用[θ]表示機組上網(wǎng)電負(fù)荷調(diào)節(jié)靈活度，[Pnete，min]、[Pnete，max]分別表示機組運行過程中最小、最大上網(wǎng)電功率，則機組上網(wǎng)電負(fù)荷調(diào)節(jié)靈活度可表示為：

[θ=Pnete，max-Pnete，minPE] （23）

式中：[PE]——機組額定工況下的發(fā)電功率，MW。

2.2.2 經(jīng)濟性評價模型

度電煤耗成本不僅反映機組運行的經(jīng)濟成本，還可反映機組運行的環(huán)境效益。投資期則是企業(yè)考量是否具有投資必要性的關(guān)鍵因素。本文選取度電煤耗成本[σ]和簡單靜態(tài)投資回收期[τ]作為評價電加熱熔鹽儲熱應(yīng)用于低壓缸零出力機組深度調(diào)峰改造的經(jīng)濟性指標(biāo)。

1） 度電煤耗成本模型

[σ=ccoalt=1TPe，tΔt] （24）

2）簡單靜態(tài)投資回收期模型

[τ=（1+nrm）cinvestΔftf+Δccoal-Δfe] （25）

式中：[n]——儲熱裝置壽命年限，a；[Δftf]、[Δccoal]、[Δfe]——機組配置熔鹽儲熱后增加的調(diào)峰收入、節(jié)省的煤耗成本和減少的售電收入，元。

3 結(jié)果分析與討論

3.1 機組歷史運行數(shù)據(jù)

本文選取的機組歷史運行數(shù)據(jù)，對應(yīng)時間段為2022年12月1日—2023年4月10日。所選機組屬于山西省某熱電廠實施低壓缸零出力改造的350 MW熱電機組，且未增設(shè)儲熱等其他靈活性設(shè)備。在對應(yīng)時間段內(nèi)，電廠的煤價為400 元/t，機組接帶的實際供熱面積為550萬m2。山西省電力現(xiàn)貨市場按“全電力優(yōu)化、新能源優(yōu)先”的原則，以集中競價、統(tǒng)一出清的方式開展優(yōu)化出清計算。在日前市場中，各電力廠商申報次日每個交易時段（15 min）的報價曲線和發(fā)電能力等信息，并以低價優(yōu)先的原則集中優(yōu)化出清。實時出清結(jié)算時以15 min為周期，滾動出清未來15～60 min的分時節(jié)點電價和發(fā)用電計劃曲線。圖2為該熱電機組在對應(yīng)供熱期內(nèi)的實時出清電量情況（[Porie]，忽略廠用電）。圖3為該熱電機組在對應(yīng)供熱期內(nèi)的實時熱負(fù)荷情況。

3.2 計算結(jié)果與討論

3.2.1 配置熔鹽儲熱影響因素分析

本文針對供熱面積為550萬m2下改變煤價以及煤價為400元/t下改變供熱面積兩種情況，利用儲熱容量優(yōu)化模型，分別研究煤價和供熱面積對配置熔鹽儲熱容量及其經(jīng)濟性的影響，結(jié)果如圖4所示。

由圖4a可知，隨著煤價的增加，由于運行煤耗成本的增加，配置熔鹽儲熱后的凈收益增量整體呈降低趨勢，靜態(tài)投資回收期變化趨勢與之相反。此時，最優(yōu)儲熱容量隨煤價的增加而減小，這是在運行煤耗成本增加的情況下，模型在低電價造成發(fā)電損失和大容量儲熱罐造成高成本兩種情況間優(yōu)化的結(jié)果。由圖4b可知，隨著供熱面積的增加，最優(yōu)儲熱容量呈先增大后減小的趨勢，配置熔鹽儲熱后的凈收益降低，導(dǎo)致靜態(tài)回收期也逐漸增加。這是由于供熱面積較大時，機組須在低電價時增加儲熱量，在高電價時通過釋放儲熱量承擔(dān)更多熱負(fù)荷，增加機組發(fā)電能力以獲取更大售電收益，因此在供熱面積較大時最優(yōu)儲熱容量隨供熱面積的增加而增大；而當(dāng)供熱任務(wù)過重時，低電價時機組需直接向熱用戶提供的熱量增多，造成儲熱需求降低，最優(yōu)儲熱容量開始減小。供熱面積增加時，機組須增大抽汽能力以承擔(dān)更多熱負(fù)荷，致使機組發(fā)電空間被壓縮，電力靈活調(diào)節(jié)能力下降，由此造成機組參與電力現(xiàn)貨市場的凈收益隨著供熱面積的增加而降低。

3.2.2 配置熔鹽儲熱運行優(yōu)化

本文在煤價400 元/t和供熱面積550萬m2時，利用機組歷史運行數(shù)據(jù)，通過儲熱容量優(yōu)化模型計算得出，該電廠低壓缸零出力機組應(yīng)用熔鹽儲熱深度調(diào)峰時，熔鹽儲熱最優(yōu)容量應(yīng)選取為471.16 MWh。同時，在該低壓缸零出力機組配置容量為471.16 MWh的熔鹽儲熱裝置后，進行時間段為2022年12月1日—2023年4月10日的機組運行優(yōu)化分析，結(jié)果如圖5所示，圖5中Pe表示優(yōu)化運行后機組出力。

對比圖5與圖2可看出，配置熔鹽儲熱后機組的最大出力能力及最大出力頻率均增加，說明該機組在高電價時升負(fù)荷的調(diào)峰能力明顯增強。

為更直觀地展示配置熔鹽儲熱對機組交易電量的影響，繪制連續(xù)3 d機組配置熔鹽儲熱后的發(fā)電量情況和熔鹽儲熱系統(tǒng)的工作情況，如圖6所示。其中Ph，in表示t時段機組通過電加熱方式在儲熱罐中儲熱而消耗的電量，MWh，如圖6a所示，配置熔鹽儲熱后，機組交易電量隨電價的增加而增加，反之減少。這是由于機組未配置熔鹽儲熱時，機組在交易電價較低時仍須上網(wǎng)交易最低發(fā)電量（主要受制于鍋爐穩(wěn)燃），當(dāng)交易電價較高時，機組升電負(fù)荷能力又有限（主要受制于供熱）。而機組配置熔鹽儲熱后，當(dāng)交易電價較低時，可利用熔鹽儲熱將機組生產(chǎn)的電量以熱量形式儲存，由此減少低電價時的上網(wǎng)交易電量，當(dāng)交易電價較高時，則可將熔鹽儲熱系統(tǒng)迅速切為放熱狀態(tài)，替代機組抽汽供熱，使機組實現(xiàn)高負(fù)荷運行，由此增加高電價時的上網(wǎng)交易電量，這一點可從圖6b得到驗證。

3.2.3 配置熔鹽儲熱后靈活性分析

配置熔鹽儲熱前，機組歷史運行數(shù)據(jù)顯示，機組實際上網(wǎng)交易電量最大值為333.81 MWh，最小值則為103.68 MWh，此時利用靈活性評價模型計算得出機組上網(wǎng)電負(fù)荷調(diào)節(jié)靈活度僅為67.7%，機組處于第一檔和第二檔調(diào)峰狀態(tài)的時長占比分別為24.8%和31.6%，總時長占比僅為56.4%。表明低壓缸零出力改造未能充分挖掘機組的電力調(diào)峰能力，應(yīng)用熔鹽儲熱輔助低壓缸零出力機組深度調(diào)峰是有必要的。

圖7是供熱期內(nèi)熱電機組配置熔鹽儲熱運行的交易電量情況。如圖7所示，配置熔鹽儲熱后，通過低壓缸零出力機組運行優(yōu)化分析得出，機組上網(wǎng)供電量的峰值高達350 MWh，谷值低至0 MWh。靈活性評價模型分析結(jié)果顯示，此時機組上網(wǎng)電負(fù)荷調(diào)節(jié)靈活度可達到100%，機組處于第一檔和第二檔調(diào)峰狀態(tài)的時長占比分別為50.9%和34.6%，總時長占比增至85.6%。表明配置熔鹽儲熱可使機組上網(wǎng)電負(fù)荷的靈活調(diào)節(jié)能力達到極限，在較大程度上提升了低壓缸零出力機組的運行靈活性。

3.2.4 配置熔鹽儲熱后經(jīng)濟性分析

在配置容量為471.16 MWh的熔鹽儲熱裝置后，基于機組歷史運行數(shù)據(jù)，利用經(jīng)濟性評價模型，進行機組配置熔鹽儲熱前后的經(jīng)濟性對比分析，結(jié)果如表4所示。根據(jù)表4可知，配置熔鹽儲熱后，機組的售電收入減少1625.39萬元，而調(diào)峰收入增加5078.90萬元，這是由于電力現(xiàn)貨市場中低電價頻發(fā)，為提高整體經(jīng)濟收益，則須通過減少交易電量，以獲得更高的調(diào)峰補償收入，但機組配置熔鹽儲熱后收益增加的同時也給企業(yè)帶來了額外的能量損耗和投資成本，須進一步分析度電煤耗成本和投資回收期，以確定項目是否經(jīng)濟可行。

利用度電煤耗成本模型分析得出，配置熔鹽儲熱后的機組煤耗為136807.5 t，相比配置熔鹽儲熱前的機組煤耗降低了2550.5 t。同時，配置熔鹽儲熱后的機組度電煤耗成本也有所降低，由配置熔鹽儲熱前的138.75 元/MWh降至132.72 元/MWh。此時，配置熔鹽儲熱后，機組獲取的凈收益增加了3167.16萬元，經(jīng)濟收益明顯。根據(jù)表2選取的熔鹽儲熱設(shè)計參數(shù)，考慮裝置維修費用后，建設(shè)471.16 MWh熔鹽儲熱裝置所需總投資成本為12869.39萬元，利用投資回收期模型計算得出，該建設(shè)項目的靜態(tài)投資回收期為2.3 a，投資經(jīng)濟性明顯。

綜上，本實例中實施低壓缸零出力改造的350 MW熱電機組，繼續(xù)進行電加熱式熔鹽儲熱輔助機組深度調(diào)峰改造，具有經(jīng)濟可行性。

4 結(jié) 論

在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，本文針對某低壓缸零出力機組實施了電加熱式熔鹽儲熱深度調(diào)峰，建立了儲熱容量優(yōu)化模型，進行了熔鹽儲熱容量及機組運行優(yōu)化分析，并從靈活性和經(jīng)濟性兩方面綜合評價了其可行性，得出主要結(jié)論如下：

1）隨著供熱面積的增加，配置熔鹽儲熱的凈收益逐漸降低、靜態(tài)回收期逐漸增加；但僅在供熱面積較大時，最優(yōu)儲熱容量隨供熱面積的增加而增加。隨著煤價的增加，配置熔鹽儲熱的凈收益和靜態(tài)回收期分別呈現(xiàn)降低、增加的趨勢，特別是煤價過高時，配置熔鹽儲熱的投資回收期幾乎線性增長；在煤價升高時最優(yōu)儲熱容量的優(yōu)化結(jié)果整體呈降低趨勢。

2）針對某低壓缸零出力機組配置熔鹽儲熱后，機組最大出力能力及最大出力頻率均得到增加，機組在高電價時升負(fù)荷的調(diào)峰能力得到明顯增強。

3）配置熔鹽儲熱后，機組上網(wǎng)供電量的峰值高達350 MWh，谷值降至0 MWh，上網(wǎng)電負(fù)荷調(diào)節(jié)靈活度可達到100%，相比配置熔鹽儲熱前提升了32.3%；機組處于現(xiàn)貨市場第一檔和第二檔的調(diào)峰時長均得到提升，總調(diào)峰時長占比達到85.6%，相比配置熔鹽儲熱前增加了29.2%。因此，配置熔鹽儲熱在較大程度上提升了低壓缸零出力機組的運行靈活性。

4）當(dāng)以企業(yè)效益最大為目標(biāo)時，某低壓缸零出力機組配置熔鹽儲熱的最優(yōu)儲熱容量為471.16 MWh。此時，機組雖售電收入有所降低，但調(diào)峰收入得到較多增加，使凈收益達到17230.80萬元，相比配置熔鹽儲熱前增加了3167.16萬元；機組度電煤耗成本也由配置熔鹽儲熱前的138.75 元/MWh降至132.72 元/MWh，項目靜態(tài)投資回收期也僅為2.3 a，整體經(jīng)濟性較強。

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APPLICATION ANALYSIS OF DEEP PEAK SHAVING OF LOW-PRESSURE CYLINDER ZERO-OUTPUT UNIT ASSISTED BY

MOLTEN SALT HEAT STORAGE

Zhang Wanying"Jin Jing"Xie Xiaojun"Gao Xinyong3，Lan Junjie"Liang Guowei1

（1. College of Energy and Power Engeering， University of Shanghai for Science and Tehcnology， Shanghai 20008""China；

2. Shaanxi Huadian Yuheng Coal and Electricity Co.， Ltd.， Yulin 719100， China；

3. Huadian Electric Power Research Institute， Hangzhou 310030， China）

Abstract：A capacity optimization model and feasibility evaluation model are established to assess the deep peak shaving of low-pressure cylinder zero-output units with molten salt thermal storage in the electricity spot market. The analysis is conducted using a 350 MW thermal power unit in Shanxi Province， which undergoes a zero-output modification in the low-pressure cylinder. The results show that the optimal capacity for the unit to be equipped with a molten salt thermal storage system is 471.16 MWh， with a static investment payback period of 2.3 years. The installation of the thermal storage system reduces the unit's electricity sales revenue but lowers coal consumption costs and increases peak shaving revenue， leading to a net profit increase of 31.67 million yuan compared to the non-configured molten salt thermal storage option. With the configuration of molten salt thermal storage， the operational flexibility of the unit significantly improves. The duration of peak shaving in the first and second price tiers of the electricity spot market increases， with the overall peak shaving duration rising from 56.4% to 85.6%. Additionally， an increase in coal prices and heating area negatively impacts the net profit and investment payback period of the transformation project.

Keywords：CHP plant； energy storage； molten salt； depth peak regulation； capacity allocation； flexibility