熔盐储能在燃气蒸汽联合循环系统中的应用研究

范玲萍, 刘可亮

(杭州锅炉集团股份有限公司， 杭州 310021)

燃气-蒸汽联合循环发电技术是一种具有效率高、能耗低、启动快、可用率高、操作方便等特点的清洁发电技术，发展该技术对我国的电力供应具有十分重大的意义[1]。燃气-蒸汽联合循环发电机组(CCPP)主要由燃气轮机(简称燃机)、蒸汽轮机(简称汽机)、余热锅炉、发电机组成，其工作原理是将燃机中在高温区工作的布雷顿循环与汽机中在中低温区工作的蒸汽朗肯循环结合，组成联合发电系统。

近年来，我国CCPP装机容量不断增大，但是用电负荷不均匀：在用电高峰时，CCPP基本满负荷运行；在用电低谷时，CCPP大多需要降低负荷运行。CCPP在低负荷运行时，热耗率、厂用电耗率明显上升，发电成本增加，经济效益降低。一台9FA型单轴联合循环机组，机组在低负荷运行与满负荷运行相比，机组负荷率为80%、60%、40%时，热耗率分别增加了4%、8%、20%[2]。

储能技术作为一种未来能源结构转变和电力生产消费方式变革的战略性支撑技术，可以解决发电的间歇性和随机波动性问题，提高电力系统调峰能力，应对电网的突发性故障，满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电的要求[3]。熔盐作为熔融状态的无机盐，具有热稳定性好、储热密度高、使用寿命长、黏度低、成本低等特点，已成为一种高效的传热蓄热介质。目前，工程中所应用的熔盐主要为氟化物、碳酸盐、氯化物、硝酸盐以及其共晶体。考虑到氟化物和氯化物的腐蚀性特别强，碳酸盐的稳定性较差，而硝酸盐具有熔点低、热分解温度高、腐蚀性弱等优点，因此将其作为储能技术应用及研究最广泛使用的熔盐。目前，世界上已建的和在建的太阳能光热发电项目主要采用高温硝酸盐作为储热介质。美国于1984 年在Albuquerque建造了750 kW的熔盐发电实验装置，其传热和储热介质为硝酸熔盐[4]。国内2016年中控德令哈10 MW太阳能塔式热发电项目完成改造并投产，其传热和储热介质也为硝酸熔盐[5]。

笔者将熔盐储能技术与燃气-蒸汽联合循环系统有效结合起来，分析了运行方式对系统运行参数及经济性的影响，以达到提高机组效率、节能减排的目的。

1 系统热力流程

图1为笔者所提出的熔盐储能技术与燃气-蒸汽联合循环系统相结合的流程示意图。熔盐储能过程主要依靠低温熔盐罐、低温熔盐泵、熔盐加热器、高温熔盐罐等；熔盐释能过程依靠高温熔盐罐、高温熔盐泵、熔盐蒸汽发生装置、低温熔盐罐等。熔盐可采用低熔点硝酸盐，为了防止高温熔盐分解，熔盐最高使用温度不超过590 ℃，为了防止低温熔盐凝固，熔盐最低使用温度应高于85 ℃。整个系统中熔盐管路及相关设备均考虑设置疏盐装置，当系统停止工作时，熔盐可以快速排出，提高系统的安全性；进入高温熔盐储罐及低温熔盐储罐的管道均考虑采用分配管，使熔盐分布均匀，防止熔盐温度分层。该系统将熔盐储能与燃气-蒸汽联合循环系统相耦合，当能量需求降低时，燃气-蒸汽联合循环系统中燃机设备不降负荷运行，利用熔盐储能系统进行储能；当能量需求提高时，利用熔盐储能系统进行释能。

图1 带熔盐储能技术的燃气-蒸汽联合循环系统流程示意图

现以典型的9E级燃气-蒸汽联合循环系统为例，对系统运行的情况进行介绍：

(1) 当能量需求较高时，系统处于满负荷运行，直接提供能量给用户，不进行储能，来自凝汽器的冷凝水通过凝结水给水泵升压后送入双介质燃机余热锅炉的省煤器、蒸发器及过热器进行加热，产生对应压力及温度的蒸汽进行发电或供热，该模式与常规燃气-蒸汽联合循环系统的运行模式相同。

(2) 当能量需求提高或需要对外供热时，系统进入释能模式。高温熔盐罐内的高温熔盐经过高温熔盐泵送入熔盐蒸汽发生装置的过热器、蒸发器及预热器中，将凝结给水加热成需要的蒸汽(或热水)，实现发电或对外供热，高温熔盐经过逐级释放能量后成为低温熔盐，储存在低温熔盐罐内。

(3) 当能量需求降低时，系统进入储能模式。低温熔盐罐中低温熔盐经过低温熔盐泵送入双介质燃机余热锅炉加热，经加热产生的高温熔盐储存在高温熔盐罐内。图1中熔盐加热器仅为一级，根据实际调整负荷的需要，双介质燃机余热锅炉中的熔盐加热器受热面位置可调整，并可设计为一级或多级。

2 系统特性分析

2.1 不投入熔盐储能

在不同负荷下，该系统不投入熔盐储能时的特性分析见表1。

表1 系统不投入熔盐储能时的运行参数

在环境条件一定的情况下：对于燃机，随着负荷下降，燃机效率逐渐降低，当燃机从100%额定负荷降到30%额定负荷时，燃机效率从33.14%降低至20.94%，降低了12.20百分点，主要是由于燃机满负荷运行时，压气机进口导叶处于全开状态，进口流动损失最小，而燃机在75%、50%及30%额定负荷运行时，进口导叶部分打开，流动进气损失增大；对于余热锅炉，在100%、75%及50%额定负荷时，余热锅炉效率变化不明显，而在30%负荷时，余热锅炉效率明显下降，主要是由于在100%、75%及50%额定负荷时，燃机排气质量流量减小，燃机排气温度变化不大，余热锅炉吸热整体前移，排烟温度略有下降，而在30%额定负荷时，燃机排气质量流量和排气温度都明显下降，余热锅炉吸热后移，排烟温度上升，故余热锅炉效率明显下降；对于汽机，随着负荷下降，汽机效率逐渐降低，主要是由于汽机在100%额定负荷运行时，内耗小，内效率高，而汽机在75%、50%及30%额定负荷运行时，内耗增加，内效率降低。

2.2 投入熔盐储能

在不同负荷下，该系统投入熔盐储能时的特性分析见表2。在能量需求降低时，考虑燃机排气全部用于熔盐储热，锅炉及汽机不投入运行。考虑到熔盐超过最高使用温度会出现分解，而低于最低使用温度会出现凝固的问题，根据熔盐物性，熔盐储能使用温度为120～560 ℃，燃机排气均按照烟温降到140 ℃进行计算。

表2 系统投入熔盐储能时的运行参数

若要求发电功率为140.3 MW，按照传统燃气-蒸汽联合循环系统运行模式，燃机降低到65%额定负荷，燃机效率约为28%；按照带熔盐储能的燃气-蒸汽联合循环系统，燃机为100%额定负荷运行，燃机效率为33.1%，燃机排气可利用12 271 t低温熔盐进行储能。以此进行分析可以看出，与传统燃气-蒸汽联合循环系统运行模式相比，带熔盐储能的燃气-蒸汽联合循环系统的燃机效率至少能够提高18%左右。该系统的燃机排气全部利用低温熔盐进行储能，为了增强系统调节能力，根据电厂实际情况，燃机排气也可考虑部分利用低温熔盐进行储能，部分用于发电或供热等。

3 经济性分析

带熔盐储能的燃气-蒸汽联合循环系统的经济性与用能模块的具体配置密切相关，特别适合于日间用电供热需求量大，夜间用电供热需求量小的区域，由于用能模块的具体配置不同，经济型分析亦不同。笔者仅对带熔盐储能的燃气-蒸汽联合循环系统中，燃机排气全部利用低温熔盐储能并用于供热释能的经济性进行初步分析，结果见表3(未投入熔盐储能系统的机组效率为发电效率，投入熔盐储能系统的机组效率为热电综合利用效率)。

表3 未投入与投入熔盐储能的系统经济性对比

由表3可见：在能量需求降低时，采用投入熔盐储能系统的运行收益增加显著，但随着用电负荷降低，收益会相对减少，但在用电量降为70.000 MW时，仍然可以保证每年3 909万元的收益。通过将熔盐储能技术与燃气-蒸汽联合循环系统有效结合起来，可有效解决能源供给与终端能源消费在时间分布上的不平衡问题，提高了能源利用率，实现了节能环保，增加了电厂总收益。

4 结语

将熔盐储能技术应用在燃气-蒸汽联合循环系统中，在能量需求降低时，利用熔盐储能进行系统调节，在能量需求增大时，利用储存的高温熔盐释能，可提高电力系统的能源优化配置能力。通过对传统燃气-蒸汽联合循环系统运行模式与带熔盐储能的燃气-蒸汽联合循环系统运行模式的对比分析，可看出带熔盐储能的燃气-蒸汽联合循环系统具有非常高的经济效益，应用前景广阔。