热力发电

项目	数值
主蒸汽流量/(t·h^–1)	899.6
主蒸汽压力/MPa	16.7
主蒸汽温度/℃	537
再热蒸汽压力/MPa	3.181
再热蒸汽温度/℃	537
凝汽器压力/kPa	5.8
机组输出功率/MW	300

项目	数值
主蒸汽流量/(t·h^–1)	899.6
主蒸汽压力/MPa	16.7
主蒸汽温度/℃	537
再热蒸汽压力/MPa	3.181
再热蒸汽温度/℃	537
凝汽器压力/kPa	5.8
机组输出功率/MW	300

项目	100%THA	75%THA	50%THA
主蒸汽流量/(t·h^–1)	899.60	900.44	0.09	649.23	653.13	0.60	437.50	439.52	0.46
主蒸汽出口压力/MPa	16.70	16.70	0	13.90	13.90	0	9.26	9.26	0
主蒸汽出口温度/℃	537	537	0	537	537	0	532	532	0
再热蒸汽流量/(t·h^–1)	768.01	768.91	0.12	552.04	554.76	0.49	379.86	382.40	0.67
再热蒸汽出口压力/MPa	3.181	3.181	0	2.349	2.349	0	1.599	1.599	0
再热蒸汽出口温度/℃	537	537	0	537	537	0	512	512	0
给水温度/℃	271.70	271.60	–0.04	253.00	253.10	0.04	231.50	231.30	–0.09
机组发电功率/MW	300.00	300.28	0.09	225.00	224.95	–0.02	150.00	149.96	–0.02

项目	100%THA	75%THA	50%THA
主蒸汽流量/(t·h^–1)	899.60	900.44	0.09	649.23	653.13	0.60	437.50	439.52	0.46
主蒸汽出口压力/MPa	16.70	16.70	0	13.90	13.90	0	9.26	9.26	0
主蒸汽出口温度/℃	537	537	0	537	537	0	532	532	0
再热蒸汽流量/(t·h^–1)	768.01	768.91	0.12	552.04	554.76	0.49	379.86	382.40	0.67
再热蒸汽出口压力/MPa	3.181	3.181	0	2.349	2.349	0	1.599	1.599	0
再热蒸汽出口温度/℃	537	537	0	537	537	0	512	512	0
给水温度/℃	271.70	271.60	–0.04	253.00	253.10	0.04	231.50	231.30	–0.09
机组发电功率/MW	300.00	300.28	0.09	225.00	224.95	–0.02	150.00	149.96	–0.02

项目	太阳盐	Hitec盐
熔点/℃	223	142
极限工作温度/℃	290/565	150/535
密度/(kg·m^–3)	1 924.6	2 317.5
导热系数/(W·(m·K)^–4)	0.492	0.571
比热容/(J·(kg·K)^–1)	1 488	1 550

项目	太阳盐	Hitec盐
熔点/℃	223	142
极限工作温度/℃	290/565	150/535
密度/(kg·m^–3)	1 924.6	2 317.5
导热系数/(W·(m·K)^–4)	0.492	0.571
比热容/(J·(kg·K)^–1)	1 488	1 550

耦合方案	储热过程	放热过程
方案1	策略1：抽部分主蒸汽，换热后将高压凝结水送入给水	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案2	策略2：抽部分再热蒸汽，换热后到低压缸继续做功	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案3	策略3：抽部分再热蒸汽，换热后送入凝汽器	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案4	策略4：抽部分低压缸进口蒸汽，换热后送入凝汽器	策略2：利用高温熔盐加热给水，熔盐换热器逐级代替低压加热器
方案5	策略5：切低压缸运行，将低压缸进口大量蒸汽换热后排入凝汽器	策略2：利用高温熔盐加热给水，熔盐换热器逐级代替低压加热器
方案6	策略6：电加热熔盐储热，通过电加热器直接加热熔盐	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功

耦合方案	储热过程	放热过程
方案1	策略1：抽部分主蒸汽，换热后将高压凝结水送入给水	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案2	策略2：抽部分再热蒸汽，换热后到低压缸继续做功	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案3	策略3：抽部分再热蒸汽，换热后送入凝汽器	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案4	策略4：抽部分低压缸进口蒸汽，换热后送入凝汽器	策略2：利用高温熔盐加热给水，熔盐换热器逐级代替低压加热器
方案5	策略5：切低压缸运行，将低压缸进口大量蒸汽换热后排入凝汽器	策略2：利用高温熔盐加热给水，熔盐换热器逐级代替低压加热器
方案6	策略6：电加热熔盐储热，通过电加热器直接加热熔盐	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功

项目	储热时	放热时	正常发电
改造前发电功率/MW	150	300	300
改造后发电功率/MW	100	330	300
时间分配/h	2 000	2 000	1 200

项目	储热时	放热时	正常发电
改造前发电功率/MW	150	300	300
改造后发电功率/MW	100	330	300
时间分配/h	2 000	2 000	1 200

项目	数值
年运行时间/h	5 200
建设期/a	2
设计运行期/a	18
煤单价/(元·t^–1)	583^[23]
双罐系统建造成本/(元·(kW·h)^–1)	175^[24]
储热容量/(MW·h)	700
电价/(元·(MW·h)^–1)	350^[25]
年运行维护成本	总成本的10%

项目	数值
年运行时间/h	5 200
建设期/a	2
设计运行期/a	18
煤单价/(元·t^–1)	583^[23]
双罐系统建造成本/(元·(kW·h)^–1)	175^[24]
储热容量/(MW·h)	700
电价/(元·(MW·h)^–1)	350^[25]
年运行维护成本	总成本的10%

项目	改造前	改造后
年煤耗量/t	464 896	466 296
年发电量/(MW·h)	1 260 000	1 220 000
年煤耗成本/万元	27 103	27 185
年电价收入/万元	44 100	42 700
调峰收入/万元	0	5 000
储热设备及换热器成本/万元	12 250
储热系统年运行及维护成本/万元	1 225
动态投资回收期/a	11.65
C_NPV/万元	4 911.8

项目	改造前	改造后
年煤耗量/t	464 896	466 296
年发电量/(MW·h)	1 260 000	1 220 000
年煤耗成本/万元	27 103	27 185
年电价收入/万元	44 100	42 700
调峰收入/万元	0	5 000
储热设备及换热器成本/万元	12 250
储热系统年运行及维护成本/万元	1 225
动态投资回收期/a	11.65
C_NPV/万元	4 911.8

基于熔盐储热的燃煤机组调峰可行性分析

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彭家辉 , 倪永中 , 王元良 , 廖燕清 , 徐鸿

热力发电 | 热能科学研究 2024,53(1): 99-106

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热力发电 | 热能科学研究 2024, 53(1): 99-106

基于熔盐储热的燃煤机组调峰可行性分析

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彭家辉, 倪永中, 王元良, 廖燕清, 徐鸿

作者信息

华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京　102206

彭家辉（1998），男，硕士研究生，主要研究方向为燃煤机组储热运行，120212202122@ncepu.edu.cn。

通讯作者:

徐鸿（1959），男，教授，博士生导师，主要研究方向为电站高温设备安全与健康诊断，xuhong@ncepu.edu.cn。

Feasibility analysis of peak shaving for coal-fired units based on molten salt heat storage

Jiahui PENG, Yongzhong NI, Yuanliang WANG, Yanqing LIAO, Hong XU

Affiliations

School of Energy, Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206, China

出版时间: 2024-01-25 doi: 10.19666/j.rlfd.202304054

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摘要

收起

随着新能源发电装机量增加导致电网调峰压力增大，火电机组要承担更多调峰任务，但目前火电机组的灵活性和调峰能力都较差。针对某亚临界300 MW燃煤机组，进行熔盐储能改造，提出了6种储热策略和2种放热策略，分析了3种工况下储-放热过程对机组调峰能力及热力性能的影响，并用净现值法进行了技术经济分析。结果表明：抽再热蒸汽储热可行性高，调峰深度能到58.9%，但会增加煤耗；放热时，加热给水产生蒸汽做功的发电增量最大，能到额定发电量的11.3%，但对熔盐的温度水平要求高；高温熔盐代替低压加热器预热给水可行性高，但发电增量低；储-放热全过程中，循环电效率最高可达0.987；进行了储热改造经济性分析，计算得动态投资回收期为11.65年，净现值为4 911.8万元，改造方案可行。

关键词

熔盐储热 / 调峰能力 / 热力性能 / 净现值

Abstract

收起

With the continuous increase of installed capacity of new energy generation in power grid, thermal power units have to undertake more peak shaving. However, the flexibility and peak shaving capacity of current thermal power units are generally insufficient. A subcritical 300 MW coal-fired unit is retrofitted for molten salt energy storage. Six heat storage strategies and two heat release strategies are proposed and investigated. The influence of heat storage and release process on the peak shaving capacity and thermal performance of the unit under three working conditions is analyzed, the technical and economic analysis is performed in terms of the net present value. The results show the feasibility of extracting reheated steam for heat storage is higher, with a peak shaving depth of 58.9%. However, the coal consumption would increase at the same time. During the releasing heat stage, the maximum increment of power generation up to 11.3% of the rated power generation is achieved by heating the water supply to generate steam, while the higher temperature of the molten salt is required. Using high-temperature molten salt instead of low-pressure heater to preheat water supply is proved to have more advantages, while the power generation increment is relatively small. During the whole process of heat storage and release, the maximum circulating electricity efficiency can reach 0.987. The economic analysis of heat storage transformation is conducted. The dynamic investment payback period is 11.65 years, and the net present value is 49.118 million yuan. Therefore, the renovation scheme is feasible.

Key words

molten salt heat storage / peak shaving capability / thermal performance / net present value

引用本文

彭家辉, 倪永中, 王元良, 廖燕清, 徐鸿. 基于熔盐储热的燃煤机组调峰可行性分析. 热力发电, 2024 , 53 (1) : 99 -106 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202304054

Jiahui PENG, Yongzhong NI, Yuanliang WANG, Yanqing LIAO, Hong XU. Feasibility analysis of peak shaving for coal-fired units based on molten salt heat storage[J]. Thermal Power Generation, 2024 , 53 (1) : 99 -106 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202304054

正文

收起

为实现“碳达峰，碳中和”目标，增加可再生能源装机容量是未来能源结构发展的主要方向。仅2022年1月至8月，风电及太阳能发电装机容量同比增加16.6%和27.2%，发展十分迅速^[1]。风电和太阳能发电具有波动性和不稳定性，大规模并网后会对电网产生较强冲击，从而火电机组会承担更多调峰任务，而频繁的变工况运行会降低机组寿命，同时会使机组的运行经济性和效率下降^[2-3]。火电机组储能化改造可以保证锅炉安全运行，同时提高机组运行灵活性^[4]。文献[5]指出，要大力推进电源侧储能项目建设，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，同时探索利用退役火电机组的既有厂址建设储能。这为火电机组的储能化改造创造了条件。

熔盐储热作为一项储能密度高、成本较低的储热技术，在光热电站中已实现了商业化的应用^[6]。目前，熔盐储热系统耦合燃煤电厂方面也有较多研究。燃煤机组熔盐储热改造与国家推行的“三改联动”关系密切，虽然增加了储放热环节，过程中有能量损失，不利于降碳减排，但储热改造使机组可在不进行供热改造的前提下进行供汽或供热，且理论上在抽汽储热的同时机组即可进行灵活调峰，打破了“热电耦合”与“机炉耦合”的限制，有较好的发展前景^[7-8]。Li等人^[9]通过对超临界600 MW燃煤机组耦合熔盐储热系统进行模拟，提出了多种储放热策略，发现改造后机组对负荷需求的变化具有动态的响应速度，机组调峰速度有明显提升。王辉等^[10]对百兆瓦级熔盐储热技术进行理论计算，论证了大规模熔盐储热理论上的可行性，并计算综合系统效率可达77.8%。庞力平等^[11]分析了某超超临界660 MW二次再热机组耦合熔盐储能后，机组爬坡率改善，储热时机组最大调峰量为6.82%Pe（额定负荷），放热时为1.82%Pe。Zhang等人^[12]通过3种热能储存（thermal energy storage，TES）方式探究对燃煤机组热经济性的影响，结果表明通过TES集成在不改变锅炉热负荷的前提下，机组最小功率可由30%降至17.64%，且在配置2阶段储热过程时，储热系统的往返效率最高，为67.54%。Krüger等人^[13]通过分析不同的热能存储技术与传统燃煤电厂结合，储热存储效率高达80%。邹小刚等^[14]探究了某350 MW机组耦合不同策略后机组热力性能，结果表明电加热策略为最优，循环热效率能达到33.2%。刘金恺等^[15]通过计算各储热策略的㶲效率，发现电加热过程的㶲损失较大，而抽中压缸排汽储热则㶲损失较小。

以上研究多集中在高参数机组耦合熔盐储热对调峰深度及系统热力性能的影响，对300 MW级机组储热研究较少，且未对燃煤机组的储能化改造经济性进行研究。300 MW级机组的蒸汽参数较低，抽汽量和抽汽位置的选择更受限，限制了机组的调峰能力，而高参数机组则影响较小，因此对300 MW级机组储热研究有一定价值。本文以某亚临界300 MW燃煤机组为研究对象，以Aspen Plus为平台进行系统搭建，设计熔盐储热系统，以不同耦合方案，对改造机组储-放热运行过程开展研究，最后对机组储能化改造的经济性进行探究，可为机组的储能化改造提供一定的思路和指导。

1　机组概况与储热系统建模

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1.1　机组参数

本文以某亚临界300 MW燃煤机组为研究对象。机组型号为N300-16.7/537/537，汽轮机为亚临界一次再热、单轴凝汽式汽轮机，高中压合缸，汽轮机的排汽压力为5.8 kPa。回热系统为“三高四低一除氧”结构，并用小汽轮机驱动给水泵。表1为机组的额定设计参数。

1.2　系统建模与验证

本文使用Aspen Plus模拟电厂热力系统及储热装置，模拟之前进行全局及物性方法设定，取水的物性方法为IF97，盐的为ENRTL-SR。并进行模块选择，汽轮机模块使用Compr，回热加热器为MHeatX，工质混合及分离为Mixer及FSplit。通过选取的组件进行系统搭建，并设计了3种典型工况，其设计值与模拟值的对比见表2。由表2可知，不同工况下的最大误差不超过1%，由此可以认为模型是可靠的。

2　储热系统及技术方案

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2.1　熔融盐物性参数

储热系统利用熔盐的储放热能力搭配火电机组进行灵活调峰，且熔融盐的工作温度区间需满足机组抽汽温度的需要。目前，熔融盐多以硝酸盐、碳酸盐、氯化盐等研究为主，二元盐中以太阳盐（40%KNO₃-60%NaNO₃）最具代表性^[16]，三元盐的配制组合较多，其中Hitec盐（53%KNO₃-40%NaNO₂-7%NaNO₃）的导热系数和比热容均高于太阳盐，是一种良好的储热材料^[17]。本文以Hitec盐作为储热介质，其物性参数见表3。

2.2　储-放热耦合系统

熔盐系统是储存热能、调节机组出力的关键部分，主要由高、低温熔盐储罐和熔盐换热器组成，其工作过程分为储热和放热2部分。储热时，高温抽汽与低温熔盐换热，换热后的蒸汽进入汽轮机继续做功或进入凝汽器，低温熔盐被加热成高温熔盐后进入高温熔盐罐备用；放热时，给水是热能的主要载体，与高温熔盐换热后被加热成蒸汽进入汽轮机做功，而低温熔盐进入低温熔盐罐备用。具体系统结构如图1所示，储放热策略工作流程分别如图2和图3所示，同时提出了6种耦合方案见表4。

2.3　性能评价指标

储能装置解决了机组出力与电力需求不匹配的问题，但由于传热温差、热量耗散等因素存在，导致储能系统的储热与放热过程并非是无耗散的可逆过程。所以每储热放热一次必然导致可用能的减少，具体体现在储热时机组出力减少量与放热时发电增量不相等。因此本文引入储-放热全过程循环电效率（简称循环电效率），用来描述改造机组储放热过程与原机组发电量上的差异。

本文使用循环电效率、煤耗量、调峰量、调峰深度、发电增量作为调峰过程的评价指标，净现值（net present value，NPV）和动态投资回收期（dynamic investment payback period，DDP）作为项目可行性评价指标。

2.3.1　储-放热全过程循环电效率

储-放热全过程循环电效率定义为：

η c e = ∫ t 1 t 2 P C, t d t + ∫ t 3 t 4 P D, t d t ∫ t 1 t 2 P B 1, t d t + ∫ t 3 t 4 P B 2, t d t × 100 %

(1)

式中：η_ce为储-放热全过程循环电效率，%；t₁、t₂分别为储热的起止时间，s；t₃、t₄分别为放热的起止时间，s；P_C,t、P_D,t分别为储放热时的发电功率，MW；P_B1,t、P_B2,t分别为储放热时的基准发电功率，MW。

2.3.2　煤耗量

煤耗量的定义^[18]为：

b = Q r e b e η b η g

(2)

式中：b为煤耗量，kg/h；Q_re为机组热耗量，kJ/h；b_e为标准煤的低位发热量，取29 307.6 kJ/kg；η_b为锅炉效率；η_g为管道效率。

2.3.3　调峰量、调峰深度和发电增量

储热过程调峰量和调峰深度定义式为：

Δ P 1 = P 0 − P C, t, ξ 1 = Δ P 1 P 0 × 100 %

(3)

放热过程发电增量定义式为：

Δ P 2 = P D, t − P 0

(4)

式中：ΔP₁、ΔP₂分别为t时刻储热过程调峰量和放热过程发电增量，MW；ξ₁为储热过程调峰深度，%；P₀为机组的额定发电功率，MW。

2.3.4　净现值和动态投资回收期

净现值^[19]和动态投资回收期^[20]的定义式分别为：

C N P V = ∑ γ = 1 n (C i n − C o u t) (1 + r d i s) γ

(5)

∑ γ = 1 C D D P (C in − C o u t) (1 + r d i s) γ = 0

(6)

式中：C_NPV为净现值，万元；C_DDP为动态投资回收期，年；γ为项目生命周期内的年份，年；C_in、C_out分别为第γ年的现金流入和流出，万元；r_dis为贴现率，%；n为项目的寿命周期，年。

当C_NPV≥0时，项目可行；当C_NPV<0时，项目不可行。C_NPV越大表明项目可行性和灵活性越好。

3　耦合系统性能分析

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3.1　储热过程分析

由于实际发电过程有从高负荷工况直接储热调峰的需求，本文计算了100%THA、75%THA、50%THA 3种工况储热时的发电状况。由于抽主蒸汽过多会造成再热器管壁超温，因此可抽汽量较小，最大抽汽比例10%，其他策略储热时由于汽机进口流量的限制，抽汽比例未超过25%^[21]。储热装置最大储热负荷为100 MW^[10]，若超过最大储热负荷，超出的蒸汽部分将排掉不再进行储热利用。

储热过程不同工况下各策略与发电功率的关系如图4所示。由图4可见：在允许的最大抽汽量下，策略5因为低压缸作零出力，大大提高了调峰能力，发电功率降得最低，为99.4 MW，但此策略对末级叶片安全性影响较大；其次是电加热策略6能稳定降低发电功率50 MW，但电加热器的容量有限，且造价较高^[22]，策略6通常与其他储热策略结合进一步提升调峰深度。

抽汽储热策略1—策略4中，策略3抽汽参数高且抽汽量大，因此调峰量最大，最低发电功率123.2 MW，调峰深度在19.4%~58.9%；策略1因抽汽量的限制，调峰量稍小；策略2抽汽在储热后要进入低压缸做功，蒸汽参数要与低压缸进口蒸汽相匹配，无法利用潜热部分，蒸汽参数仍很高，所以调峰量最小，调峰深度在7.5%~53.3%。整体来看，策略3的调峰效果最好，储热负荷最大，可行性最好。

机组储热时要保持汽轮机进口蒸汽参数的匹配及回热系统工作状态稳定，减少给水温度的下降，因此采取抽汽储热时，系统的煤耗量有一定提升，各抽汽储热策略在最大抽汽量时的煤耗增量如图5所示。由图5可见，整体来看煤耗增量随着机组负荷的下降而降低，但降低的趋势逐渐减小。策略1的抽汽量小所以整体煤耗增量最小，因策略2和策略3对高参数回热抽汽影响较大，所以煤耗增量大，策略3的调峰量最大且煤耗增量也大，3种工况下分别增加1 911.3、790.1、700.0 kg/h，这是因为策略3减少了进入中、低压缸的蒸汽，回热抽汽量减少所致。

图6为50%THA工况储热过程性能参数对比，其中发电功率从150 MW向下调峰。由图6可见：抽汽储热策略中策略3的储热负荷最大，为60 MW；策略4和策略5储热负荷低且单位储热负荷下的熔盐需求量大。这是因为低压缸进汽的参数较低、换热温差较小，且此工况下蒸汽液化温度低于150 ℃，无法利用潜热部分，储热量较小，相比其他策略，策略4和策略5储热可行性较差。

3.2　放热过程分析

本文基准放热工况为100%THA工况，通过系统放热获取发电增量。2种放热策略的发电增量如图7所示。由图7可见，相比于代替低压加热器（策略2），直接加热部分给水产生做功蒸汽（策略1）的发电功率更大。这是因为低压加热器的回热抽汽参数较低，越靠近排汽位置的抽汽参数越低，即使是整体越过低加，发电增量也仅为14.7 MW，优点是改造的工程量小，可行性高，对熔盐温度的要求低，即使是熔盐的最低工作温度也满足预热给水的要求。相同放热负荷下，加热给水产生蒸汽发电增量可达33.9 MW，为额定发电功率的11.3%，但对熔盐温度水平要求较高。

根据图4工况进行储热，在100%THA工况放热，机组的发电增量如图8所示。由图8可见，100%THA工况储热时，耦合方案3的发电增量最大，为35.8 MW。50%THA工况储热时，方案6发电增量最大，为17.9 MW，且不受储热工况的影响，方案4的发电增量最小，因为此时低压缸进汽压力低，对应压力下水的沸点已低于熔盐工作温度的下限150 ℃，只能利用显热部分，储热量较小所致。

3.3　储-放热全过程分析

图4与图8工况各策略下储-放热全过程循环电效率如图9所示。因耦合方案4和耦合方案5储热时利用的是低压缸进口蒸汽，熔盐温升量有限，放热时用于代替低压加热器预热给水。由图9及式(1)可知：耦合方案4和耦合方案5的循环电效率较低，耦合方案5的循环电效率最低至0.836；同时，随机组负荷的降低，除耦合方案6外，各耦合方案的整体循环电效率提升，因为耦合方案6受机组负荷影响较小，随机组负荷下降发电增量占比逐渐提高，储放热过程中损失的电量增加所致；耦合方案2的循环电效率最高，能达到0.987，更接近机组原来的发电状况，因为其调峰量小而熔盐温度较高，储放热时电量损失较少。

4　储热改造经济性评估

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为检验储热改造方案的可行性，本文以设计运行寿命为30年的燃煤机组展开计算，在运行10年后加装储热系统，储热系统设计运行寿命为30年^[4]，且改造前机组不具备调峰能力。基准工况与上文相同，储热取耦合方案3与电加热结合，减少发电功率50 MW，并使用NPV及DDP来综合评价系统经济性前景。表5为储热改造前后机组的发电功率，表6为储热改造的主要参数。以华北地区为例，根据文献[26]，机组在深度调峰时进行调峰报价，本文取辅助服务调峰补贴调峰深度30%~40%档位报价为500元/(MW·h)。

根据表6中假设开展计算，储热改造后的经济性分析结果见表7。由表7可知，改造后，电价年收益下降了1 400万元，年煤炭成本升高了82万元，但调峰补贴收入提高。经计算，若单纯通过调峰补贴收回成本，储热改造的动态投资回收期为11.65年，净现值为4 911.8万元，由于调峰补贴为长期的政策，在火电机组承担主要调峰任务的实情下，调峰补贴也会维持较长的一段时间。因此11.65年的成本回收期，在工程中可以接受，改造方案可行。

5　结论

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本文针对某亚临界300 MW燃煤机组熔盐储热改造开展研究，探究了不同储放热策略对机组调峰量的影响，同时计算了机组储热改造的经济性，结论如下。

1）本文提出了6种储热策略及2种放热策略。储热时，抽汽储热策略3调峰效果最好、储热负荷最大、可行性最好，调峰深度能到58.9%，但会增加700.0 kg/h的煤耗。抽汽储热时机组的煤耗量会有一定的提升，同时随机组负荷降低而下降，而电加热策略则不会引起煤耗变化。

2）放热时，加热给水产生做功蒸汽的发电增量最大，为额定发电量的11.3%，但对熔盐温度的要求高。代替低压加热器的发电增量小，但对熔盐温度要求低。

3）计算了不同耦合方案的循环电效率，其中耦合方案2的循环电效率最高，为0.987，耦合方案5的最低，为0.836。机组负荷降低时，除电加热耦合方案外，其他耦合方案的循环电效率均提高。策略3的调峰深度大，且循环电效率较高，储-放热过程发电损失小，深度调峰效果和顶峰发电效果最好。

4）进行了储热改造后的经济性分析，改造后电厂每年可额外盈利2 293万元，动态投资回收期为11.65年，净现值为4 911.8万元，改造方案可行。

基金

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国家重点研发计划项目(2022YFB4100403)

参考文献

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文献

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2024年第53卷第1期

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doi: 10.19666/j.rlfd.202304054

接收时间：2023-04-26
首发时间：2025-12-25
出版时间：2024-01-25

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收稿日期：2023-04-26

基金

National Key Research and Development Program(2022YFB4100403)

国家重点研发计划项目(2022YFB4100403)

作者信息

华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京　102206

通讯作者:

徐鸿（1959），男，教授，博士生导师，主要研究方向为电站高温设备安全与健康诊断，xuhong@ncepu.edu.cn。

参考文献

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https://castjournals.cast.org.cn/joweb/rlfd/CN/10.19666/j.rlfd.202304054

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

项目	数值
主蒸汽流量/(t·h^–1)	899.6
主蒸汽压力/MPa	16.7
主蒸汽温度/℃	537
再热蒸汽压力/MPa	3.181
再热蒸汽温度/℃	537
凝汽器压力/kPa	5.8
机组输出功率/MW	300

项目

数值

主蒸汽流量/(t·h^–1)

899.6

主蒸汽压力/MPa

16.7

主蒸汽温度/℃

537

再热蒸汽压力/MPa

3.181

再热蒸汽温度/℃

537

凝汽器压力/kPa

5.8

机组输出功率/MW

300

项目	100%THA	75%THA	50%THA
主蒸汽流量/(t·h^–1)	899.60	900.44	0.09	649.23	653.13	0.60	437.50	439.52	0.46
主蒸汽出口压力/MPa	16.70	16.70	0	13.90	13.90	0	9.26	9.26	0
主蒸汽出口温度/℃	537	537	0	537	537	0	532	532	0
再热蒸汽流量/(t·h^–1)	768.01	768.91	0.12	552.04	554.76	0.49	379.86	382.40	0.67
再热蒸汽出口压力/MPa	3.181	3.181	0	2.349	2.349	0	1.599	1.599	0
再热蒸汽出口温度/℃	537	537	0	537	537	0	512	512	0
给水温度/℃	271.70	271.60	–0.04	253.00	253.10	0.04	231.50	231.30	–0.09
机组发电功率/MW	300.00	300.28	0.09	225.00	224.95	–0.02	150.00	149.96	–0.02

项目

100%THA

75%THA

50%THA

设计值

模拟值

误差/%

设计值

模拟值

误差/%

设计值

模拟值

误差/%

主蒸汽流量/(t·h^–1)

899.60

900.44

0.09

649.23

653.13

0.60

437.50

439.52

0.46

主蒸汽出口压力/MPa

16.70

13.90

9.26

主蒸汽出口温度/℃

537

532

再热蒸汽流量/(t·h^–1)

768.01

768.91

0.12

552.04

554.76

0.49

379.86

382.40

0.67

再热蒸汽出口压力/MPa

3.181

2.349

1.599

再热蒸汽出口温度/℃

537

512

给水温度/℃

271.70

271.60

–0.04

253.00

253.10

0.04

231.50

231.30

–0.09

机组发电功率/MW

300.00

300.28

0.09

225.00

224.95

–0.02

150.00

149.96

–0.02

项目	太阳盐	Hitec盐
熔点/℃	223	142
极限工作温度/℃	290/565	150/535
密度/(kg·m^–3)	1 924.6	2 317.5
导热系数/(W·(m·K)^–4)	0.492	0.571
比热容/(J·(kg·K)^–1)	1 488	1 550

项目

太阳盐

Hitec盐

熔点/℃

223

142

极限工作温度/℃

290/565

150/535

密度/(kg·m^–3)

1 924.6

2 317.5

导热系数/(W·(m·K)^–4)

0.492

0.571

比热容/(J·(kg·K)^–1)

1 488

1 550

耦合方案	储热过程	放热过程
方案1	策略1：抽部分主蒸汽，换热后将高压凝结水送入给水	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案2	策略2：抽部分再热蒸汽，换热后到低压缸继续做功	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案3	策略3：抽部分再热蒸汽，换热后送入凝汽器	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功
方案4	策略4：抽部分低压缸进口蒸汽，换热后送入凝汽器	策略2：利用高温熔盐加热给水，熔盐换热器逐级代替低压加热器
方案5	策略5：切低压缸运行，将低压缸进口大量蒸汽换热后排入凝汽器	策略2：利用高温熔盐加热给水，熔盐换热器逐级代替低压加热器
方案6	策略6：电加热熔盐储热，通过电加热器直接加热熔盐	策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功

耦合方案

储热过程

放热过程

方案1

策略1：抽部分主蒸汽，换热后将高压凝结水送入给水

策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功

方案2

策略2：抽部分再热蒸汽，换热后到低压缸继续做功

策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功

方案3

策略3：抽部分再热蒸汽，换热后送入凝汽器

策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功

方案4

策略4：抽部分低压缸进口蒸汽，换热后送入凝汽器

策略2：利用高温熔盐加热给水，熔盐换热器逐级代替低压加热器

方案5

策略5：切低压缸运行，将低压缸进口大量蒸汽换热后排入凝汽器

策略2：利用高温熔盐加热给水，熔盐换热器逐级代替低压加热器

方案6

策略6：电加热熔盐储热，通过电加热器直接加热熔盐

策略1：从除氧器抽部分给水，经换热器加热成蒸汽后进入低压缸做功

项目	储热时	放热时	正常发电
改造前发电功率/MW	150	300	300
改造后发电功率/MW	100	330	300
时间分配/h	2 000	2 000	1 200

项目

储热时

放热时

正常发电

改造前发电功率/MW

150

300

改造后发电功率/MW

100

330

300

时间分配/h

2 000

1 200

项目	数值
年运行时间/h	5 200
建设期/a	2
设计运行期/a	18
煤单价/(元·t^–1)	583^[23]
双罐系统建造成本/(元·(kW·h)^–1)	175^[24]
储热容量/(MW·h)	700
电价/(元·(MW·h)^–1)	350^[25]
年运行维护成本	总成本的10%

项目

数值

年运行时间/h

5 200

建设期/a

设计运行期/a

煤单价/(元·t^–1)

583^[23]

双罐系统建造成本/(元·(kW·h)^–1)

175^[24]

储热容量/(MW·h)

700

电价/(元·(MW·h)^–1)

350^[25]

年运行维护成本

总成本的10%

项目	改造前	改造后
年煤耗量/t	464 896	466 296
年发电量/(MW·h)	1 260 000	1 220 000
年煤耗成本/万元	27 103	27 185
年电价收入/万元	44 100	42 700
调峰收入/万元	0	5 000
储热设备及换热器成本/万元	12 250
储热系统年运行及维护成本/万元	1 225
动态投资回收期/a	11.65
C_NPV/万元	4 911.8

项目

改造前

改造后

年煤耗量/t

464 896

466 296

年发电量/(MW·h)

1 260 000

1 220 000

年煤耗成本/万元

27 103

27 185

年电价收入/万元

44 100

42 700

调峰收入/万元

5 000

储热设备及换热器成本/万元

12 250

储热系统年运行及维护成本/万元

1 225

动态投资回收期/a

11.65

C_NPV/万元

4 911.8