压缩空气储能系统与火电机组的耦合方案研究

2021-03-26陈吉玲李晨昕陈海生

动力工程学报 2021年3期

李斌，陈吉玲，李晨昕，陈海生，纪律

(1．华北电力大学动力工程系，河北保定 071003； 2．中国科学院工程热物理研究所，北京 100190)

目前，火电机组仍然承担着电网主要的调峰任务。然而，火电机组深度调峰存在运行成本高、设备使用寿命低等问题。随着电力市场改革的推进，需对火电机组进行灵活性改造[1]。

新能源的快速发展带来的消纳问题促进了储能技术在新能源并网领域的应用[2]。近年来，以蓄电池储能为代表的电化学储能技术发展迅速。虽然蓄电池储能缓解了电网调峰压力，但仍存在许多不足。与压缩空气储能相比，蓄电池储能设备成本较高；蓄电池运行过程中容易引起电池隔膜崩溃和内部短路，无法保证安全性；蓄电池的使用寿命相对压缩空气储能较短；废弃锂电池的处理也会对环境造成影响。压缩空气储能系统具有选址灵活、安全性高和使用寿命长等优点，国内外已建成多座兆瓦级新型压缩空气储能系统示范项目。中国科学院工程热物理研究所储能研发中心自主设计研发的 10 MW 级先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES)是目前国际上容量最大、效率最高的新型压缩空气示范项目。

笔者将10 MW级AA-CAES与火电机组进行耦合，并对不同耦合方案进行了系统性能分析对比，确定了最优耦合方案。

1 系统模型

1.1 火电机组模型

针对某电厂350 MW亚临界、一次再热、抽凝式火电机组，建立其汽轮机级组数学模型。

(1)

式中：qm,1、qm,0分别为变化前、后的主蒸汽质量流量，t/h；p01、p0分别为变化前、后的调节级压力，MPa；pg1、pg分别为变化前、后的级组排气压力，MPa；T01、T0分别为变化前、后的调节级温度，K。

利用Ebsilon软件搭建火电机组模型，其热力系统包括8级回热抽汽，采暖抽汽从中压缸排汽5号抽汽中引出。按照设计参数，非采暖季采用热耗率验收(THA)工况，采暖季采用额定抽汽工况。

火电机组模型中主汽门、调节汽门和进汽管道压损为2%，中低压连通管压损为5%，再热器及其管道压损为10%，中压联合汽门及管道压损为1.43%。高压加热器(简称高加)抽汽管道压损为3%，除氧器和低压加热器(简称低加)抽汽管道压损为5%。非采暖季以THA工况作为基准工况，采暖季以额定抽汽工况作为基准工况，提取各级组的设计参数。为检验所建模型的可靠性，对已有工况的系统性能进行模拟。机组负荷的设定与电厂实际运行工况相同，对主蒸汽质量流量进行比较，结果见表1。通过计算可知，所建热力系统模型的模拟值与设计值之间的最大相对误差为1.22%，小于工程允许误差，说明模型可靠性较高。

1.2 压缩空气储能系统模型

为分析压缩空气储能系统的热力学特性，首先对系统关键部件进行建模[3]。

压缩机实际耗功wc为：

(2)

表1 热力系统设计值与模拟值的比较

压缩机第i+1级出口温度Tc,i+1为：

(3)

膨胀机对外实际做功wt为：

(4)

膨胀机第i+1级排气温度Tt,i+1为：

(5)

式中：Tc,i和Tt,i分别为第i级压缩机和膨胀机入口空气温度，K；k为空气绝热系数；ηc,s和ηt,i分别为压缩机和膨胀机绝热效率；R为理想气体常数，J/(kg·K)；pc,i和pt,i分别为第i级压缩机和膨胀机入口空气压力，MPa。

10 MW级AA-CAES主要设备有压缩机、膨胀机、换热器热水罐、储气室和常温罐等。该系统运行时分为储能阶段和释能阶段。在储能阶段，通过电网对电动机输入功率来带动压缩机做功，将空气增压至设计压力，并储存在储气室中，压缩过程产生的压缩热以水为介质进行换热，并储存在热水罐中。在释能阶段，调节阀门开度，释放储存的高压空气，吸收储能阶段储存的压缩热并在膨胀机中做功来带动发电机发电，由于储气室内空气温度较低，不利于提高膨胀机的输出功率，因此将释能阶段储存的压缩热以水为介质来加热进入膨胀机的高压空气，以提高膨胀机的输出功率。

储能阶段储气室设计压力为10 MPa，环境温度为24.85 ℃，储能时间设置为8 h，压缩机为4级压缩，为防止储气室压力波动引发末级压缩机压比突升，造成压缩机温度过高，需要将末级压比设置为相对较低，压缩机级间设置换热器，换热器为4级换热，其换热介质为水，储能阶段忽略管道中的压力损失和热量损失。储能阶段具体参数设计见表2。

表2 储能过程的具体参数

释能阶段释能压力设为7 MPa，膨胀机入口空气温度为100 ℃，释能时间设为2 h，膨胀机为4级透平，膨胀机间设置换热器，换热器为4级换热，换热过程存在压降，释能阶段忽略管道中的压力损失和热量损失，具体参数设计见表3。

表3 释能过程的具体参数

2 AA-CAES与火电机组耦合方案

原AA-CAES示意图见图1。为达到压缩空气储能系统与火电机组耦合的目的，根据火电机组的相关特性，并结合已建立的某350 MW供暖机组仿真模型，对10 MW级 AA-CAES进行改进。该方案不仅可以省去AA-CAES中的冷热水罐装置，达到节约成本的目的，还可以帮助火电机组进行热电解耦，提升火电机组的灵活性。系统原理如下：夜间用电负荷较小，为保证供热量，发电量有裕量，此时系统处于储能阶段，多余的电能带动压缩机，将空气进行压缩，同时收集空气在压缩过程中产生的压缩热，用于加热凝结水，加热后的凝结水被送回到凝结水的管路，此过程将电能转化为压力能和热能，并将压力能进行存储，热能直接输出到火电机组中；白天用电负荷较大，系统处于释能阶段，AA-CAES将高压空气释放，利用少部分汽轮机抽汽将空气加热，而后空气进入膨胀机做功带动发电机发电。

图1 原AA-CAES示意图Fig.1 Schematic diagram of the original AA-CAES system

改进后的AA-CAES示意图如图2所示，分别在储能阶段和释能阶段将其与火电机组的不同位置耦合，设为不同的耦合方案。

图2 改进后的AA-CAES示意图Fig.2 Schematic diagram of the improved AA-CAES system

2.1 系统评价指标

选取以下2个指标作为耦合机组系统性能的综合评价指标，即热耗率和能量利用系数。

热耗率q0可表示为：

(6)

式中：qm,gs、qm,zr和qm,gr分别为给水质量流量、再热蒸汽质量流量和供热抽汽质量流量，kg/s；Hgs、Hzr和Hgr分别为给水焓增、再热蒸汽焓增和供热焓增，kJ/kg；Pgrid为发电机做功，kW。

能量利用系数ηth表示系统产生的总电能与消耗总能量的比值，用于评价系统的综合效益。

(7)

式中：Ptur为膨胀机功率，kW；Pcom为压缩机耗功，kW；Qgs和Qzr分别为给水和再热蒸汽吸热量，kW。

2.2 储能阶段的耦合方案设计

在储能阶段中，火电机组多余的电能带动压缩机将空气进行压缩，同时收集空气在压缩过程中产生的压缩热，用于加热凝结水，加热后的凝结水被送回至凝结水的管路。压缩过程的压缩热一定，通过改变抽水质量流量，可将凝结水加热至不同温度。耦合方案中设计回水至凝结水系统，一方面是因为实际运行过程中压缩空气产生的热量有限，无法将凝结水加热至过高的温度，另一方面，回水至凝结水系统可降低系统的复杂程度。因此，储能阶段的耦合方案设置为抽取凝结水泵出口的凝结水，并根据回水位置不同分别设为以下4个方案：回水至6号低加入口(方案1)、回水至5号低加入口(方案2)、回水至5号低加出口(方案3)和回水至除氧器(方案4)。储能阶段的各耦合方案示意图见图3。

利用Ebsilon软件对4种方案进行模拟，结果如表4所示。非采暖季抽水温度为32.601 ℃，采暖季抽水温度为32.61 ℃。抽取火电机组的凝结水用于吸收压缩热时，压缩产生总热量保持不变，适当减少抽水质量流量可以提升回水温度，根据能量梯级利用确定回水位置，再根据回水温度计算抽水质量流量。

由表4可知，在储能过程中，凝结水系统中的一部分热量来源于压缩空气储能系统，因此耦合后机组的热耗率相比原始机组有所降低，但由于压缩过程中存在压缩机耗功，能量利用系数也降低0.3%～0.4%。通过对比不同耦合方案可以发现，方案4不仅热耗率最低，能量利用系数也最高，因此确定为储能阶段的最佳方案。

图3 储能过程各耦合方案示意图Fig.3 Schematic diagram of coupling schemes in energystorage process

表4 储能过程各耦合方案的模拟结果

2.3 释能阶段的耦合方案

在释能阶段，耦合系统将高压空气释放，利用少部分汽轮机抽汽将空气加热，而后空气进入膨胀机对外输出功，完成电力供应，达到快速响应负荷变化的任务，以此将压力能和多余的热能转化为电能。此时，用于加热高压空气的蒸汽来自汽轮机抽汽。

释能阶段方案1～方案6分别为抽取1号～6号抽汽至压缩空气储能系统中膨胀机前的换热器，加热后回水位置为对应的疏水冷却器，由于7号和8号抽汽温度不足100 ℃，无法达到10 MW级AA-CAES的要求，此处不考虑。由于采暖季热网内具有较大的热惯性，且释能阶段是在用电负荷较大的白天用电高峰期，此时对采暖的需求相对较小，抽取少量采暖抽汽对热用户供暖的影响并不明显，因此采暖季另设置方案7，即抽取少部分采暖抽汽用于加热高压空气。释能阶段各耦合方案的示意图见图4，模拟结果见表5。

在释能过程中，由于抽取部分汽轮机抽汽至压缩空气储能系统来加热高压空气，系统热耗率略提高，但能量利用系数也增大。由表5可知，在保证换热器入口空气温度的前提下，采用更低品位的抽汽可以降低整体系统的热耗率。但模拟发现，如果抽汽的能量品味过低，虽然热耗率降低，但无法保证空气的加热效果(方案6)，因而不能达到预期的膨胀机功率。模拟结果表明，在保证入口空气温度加热效果的前提下，抽取5号抽汽时热耗率最低，且能量利用系数最高，因此释能阶段选取方案5为最佳方案。

图4 释能过程各耦合方案示意图Fig.4 Schematic diagram of coupling schemes in energyrelease process

表5 释能过程各耦合方案的模拟结果

2.4 最佳耦合方案

结合储能阶段和释能阶段的最佳方案，选定最佳方案如下：储能阶段从凝结水泵出口抽取凝结水，其吸收压缩热后被送回至除氧器；释能阶段抽取少部分5号抽汽，用于加热高压空气后被送回至5号低加疏水冷却器，最佳耦合方案如图5所示。

图5 最佳方案示意图Fig.5 Schematic diagram of the optimal coupling scheme

假定实际运行过程中按照储能8 h、释能2 h的运行方式计算耦合方案的系统性能[4-6]。原始机组和耦合机组的热耗率、能量利用系数的对比见表6。

表6 原始机组和耦合机组的热力参数对比

由表6可知，在实际运行过程中，相比原始机组，耦合机组的热耗率有所降低，其中非采暖季热耗率降幅为16.366 kJ/(kW·h)，采暖季热耗率降幅为22.645 kJ/(kW·h)；相应地，由于储能阶段压缩机耗功较大，系统的能量利用系数略减小，其中非采暖季减幅为0.139 66%，采暖季减幅为0.043 3%。该耦合方案是电能、热能2种形式能输入输出的复杂系统，此系统具有可参与火电机组深度调峰和协助火电机组热电解耦等特点，在实际运行过程中为火电机组的灵活性改造带来诸多收益。

3 系统性能

在上述方案的基础上，进一步研究释能阶段膨胀机入口空气温度和空气流速对系统性能的影响。分别选取释能阶段方案4和方案5进行膨胀机入口参数的模拟，其中方案4和方案5中膨胀机入口空气质量流量均为29.417 kg/s，其他参数见表5。

3.1 膨胀机入口空气温度对系统性能的影响

图6给出了在释能阶段不同膨胀机入口空气温度下抽汽质量流量、膨胀机功率、热耗率以及能量利用系数的模拟结果。由图6可知，随着膨胀机入口空气温度的升高，该系统释能阶段抽汽质量流量、膨胀机功率、热耗率和能量利用系数均线性增大。膨胀机入口空气温度受抽汽压力和抽汽温度的限制，抽汽温度越高，抽汽质量流量越大，膨胀机入口空气温度越高。这是因为在膨胀机入口空气质量流量不变的情况下，为使膨胀机入口空气温度升高，需抽取更多的抽汽用于加热高压空气，热耗率也随之提高。随着膨胀机入口空气温度的升高，膨胀机做功能力增强，膨胀机功率线性增大。对于整个系统，以消耗热能为代价换取膨胀机做功的电能形式，能量利用系数也线性增大，这说明通过提高膨胀机入口空气温度可提高整体系统性能。

(a) 抽汽质量流量(b) 膨胀机功率

从图6可以看出，可以通过改变火电机组侧的抽汽质量流量来改变储能侧膨胀机的功率，在短时间内改变负荷，从而帮助火电机组快速响应电网的自动发电控制(AGC)指令，平稳地完成调峰调频任务。

3.2 膨胀机入口空气质量流量对系统性能的影响

图7给出了释能阶段不同膨胀机入口空气质量流量下抽汽质量流量、膨胀机功率、热耗率以及能量利用系数的模拟结果。由图7可知，通过增大膨胀机入口空气质量流量，同样可以达到提升膨胀机功率的目的，且系统性能参数均随入口空气质量流量的增大而增大。膨胀机入口空气质量流量增大时，需增大抽汽质量流量来保证膨胀机入口空气温度，这导致热耗率提高。同时，由于进入膨胀机的高压空气质量流量增大，膨胀机做功能力增强，膨胀机功率线性增大。这说明膨胀机做功容量整体保持稳定，增大膨胀机入口空气质量流量不会影响系统整体的做功能力。

可见，通过改变膨胀机入口空气质量流量同样可以改变储能侧膨胀机的功率，从而在短时间内帮助火电机组提升或降低负荷，达到火电机组热电解耦灵活性改造的目的。