1 储热技术研究现状

目前，燃煤机组发电量在我国电力供应结构中仍占据着首要位置，但随着国民经济的快速发展，电网的峰谷差不断扩大，传统的“以热定电”运行方式在一定程度上加剧了调峰压力，而储能装置在新能源领域展现出独特的优势，通过将能量在时间和空间上进行转移，可以很大程度上提高电力系统运行灵活性。

已有研究提出在供热机组中增设蓄热或储能装置以实现热电解耦，能够在一定程度上提高机组深度调峰能力和运行灵活性^[1-2]。Giedre Streckiene研究了带有储热系统的热电机组在德国市场的可行性，利用Energy Plus模拟研究了热电机组和蓄热容量的匹配优化问题及机组的经济性^[3]。Khan KH提出通过热电机组和储能系统的耦合来充分利用机组的冷却水，该系统有更高的经济效益、可节约更多的资源，填补了23%的高峰电量，节约了21%的能源消耗，得到了高于25%的内部回收效益^[4]。清华大学秦冰提出增设蓄热装置是解决热电厂电、热不匹配问题的方法之一^[5]。姚斌介绍了国外地下变压式蓄热器储能调峰系统，带蓄热器的电厂可以只通过接带基本负荷的机组来解决电网的高峰负荷问题，比采用调峰机组调峰有更高的经济性^[6]。

将储能装置与燃煤供热机组耦合，在机组产热量高于热负荷、或在负荷降低和用电低谷时，能够将多余的热量进行存储。在机组升负荷、用电高峰期和机组产热量低于热负荷时，可将存储的能量释放转化为电能或其他形式的能量。除机组的灵活性得到改善之外，还可以减小调峰过程中工况频繁波动对机组和设备造成的损害^[7]。本文拟通过研究带有储能装置的热电综合系统，分析供热机组不同抽汽储能方式对耦合系统热经济性的影响；基于蓄热装置和供热机组的基本耦合原理，提出抽汽储能方案，搭建热力学模型研究系统的特性；研究结果可为改进机组实际运行状态及热电负荷优化分配提供理论参考。

2 系统耦合方式提出 2.1 耦合原理

当供热机组的产热量高于热负荷时，将汽轮机内的高温高压蒸汽抽出引入蓄热装置，高温高压蒸汽释放热量凝结为不饱和水回到汽水系统中。在机组升负荷或调峰时，不饱和水进入储能装置吸收热量变为高温水进入汽水系统。运行时主要分为以下3个阶段。

（1）储能过程：汽轮机内的高温高压蒸汽抽出至储能装置中与蓄热介质进行热量交换，蒸汽变为不饱和水回到汽水系统中。

（2）释能过程：在回热系统中通过旁路系统将凝结水（给水）引入蓄热装置中，通过热量交换使凝结水（给水）的品质提升后再送至回热系统中，此过程即释热过程。

（3）机组负荷上升过程：因回热系统给水流量减小，为维持高、低压加热器端差的相对恒定进而达到热平衡的状态，故汽轮机各级抽汽量会降低，一定程度上会提高汽轮机做功能力，机组有功功率上升。除此之外，储能装置的能量传递给汽水系统，缩短了机组负荷响应时间，提高了供热机组的灵活性。

2.2 耦合方案

根据上述耦合原理，本文提出2种耦合方案（见表 1），方案1由一段抽汽供汽；方案2由一段、二段抽汽共同供汽。释能耦合侧从凝结水泵取水经蓄热装置后去除氧器。图 1为耦合系统示意图。

各方案储能、释能过程如下。

2.2.1 方案1

储能过程：从1号加热器抽汽端将部分高品质蒸汽送至储能装置中，释放能量后品质降低为不饱和水进入3号加热器疏水管路。

释能过程：储能装置给水由凝结水泵出口侧旁路引出，经储能装置加热后品质提升，经由5号加热器出口凝结水管路汇入除氧器。

2.2.2 方案2

储能过程：采用从1号和2号加热器混合抽汽（抽汽比例1:1）的方式，此种方式储能装置进汽参数降低，但仍能保证满足蓄热参数要求，释放能量后品质降低为不饱和水进入3号加热器疏水管路。

释能过程：与方案1相同。

3 系统模型建立

目前，国内外热电联产机组热电成本分摊方法主要有3种：好处归电法、好处归热法及折中法^[8-9]。多数电厂采用好处归电法，即热量法。热量法是以热力学第一定律为基础，基于热电厂供热热能与电能的比例来分配总耗热量^[10]。这种分配方法中供热量与发电量虽然在数量上具有等价性，但未考虑供热蒸汽用于发电在能量品质上的不等价性以及将发电过程造成的损失全部归于供热的情况。总热耗量可以表示式（1）或式（2）2种形式：

(1)

(2)

式中  Q_tp—总热耗量，kJ/h；

B_tp—燃煤总消耗量，kg/h；

Q_net—煤的低位发热量，kJ/kg；

Q_b—锅炉热负荷，kW；

Q₀—汽轮机组的热耗率，kJ/kWh；

η_b、η_p—锅炉效率、管道效率，%；

Q_tp，h、Q_tp，e—供热热耗量、发电热耗量，kJ/h。

发电侧热效率η_{tp, e}、热耗率计算方法分别见式（3）、式（4）：

(3)

(4)

式中  P_e—发电机发出的电功率，kW；

q_cp—热耗率，kJ/kWh。

4 算例分析 4.1 供热机组仿真模型的建立

本文以某热电厂300 MW机组为例，表 2为机组的基本设计参数。

4.1.1 供热机组热力系统模型

根据该供热机组的300 MW热工况图，利用EBSILON热力计算软件搭建供热机组模型，如图 2所示。通过EBSILON热力计算软件针对模型进行设计工况（Design）和变工况计算（Off-Design）。

4.1.2 蓄热装置仿真建模

蓄热装置模型搭建涉及储能过程和释能过程，比较繁杂，这里将该模型简化为HT1换热器（蓄热）和HT2换热器（释热）系统，如图 3所示。在HT1中，汽轮机抽取的蒸汽与蓄热介质进行换热，使蓄热介质熔化温度提升，将热量存储在储能装置中；在HT2换热器中，蓄热装置将所储存的热量释放回回热系统中。

4.2 2种储能方案特性分析

图 4给出了不同工况下2种抽汽储能方案对系统经济性影响曲线，在抽汽量为50 t/h时（方案2中，混合抽汽比例为1:1），不同工况下2种方案的热耗率对比情况。

从图 4可以明显看出，供热机组在加装储能装置后系统的热耗率略有上升。加装储能装置后与未耦合系统相比，方案1 4种工况下的经济性都会降低，热耗率分别上升50.48 kJ/kWh、83.43 kJ/kWh、95.08 kJ/kWh、116.61 kJ/kWh。加装储能装置后与原系统相比，方案2经济性也有所降低，热耗率分别上升25.14 kJ/kWh、41.71 kJ/kWh、57.54 kJ/kWh、58.3 kJ/kWh，但比方案1热耗率的上升幅度更低。方案2优于方案1，主要是因为加装储能装置后，在储能和释能过程中存在能量的散失和损耗，在满足换热的条件下，同样采用混合抽汽方式时换热温差越小则传热过程中的不可逆损失越少^[11-12]。

图 5给出了2种方案下抽汽量分别为30 t/h、50 t/h、70 t/h和90 t/h时各工况下的热耗率曲线。分析图 5可以总结出：机组的热耗率和抽汽量存在一定关系，2种方案下，随着抽汽量的增加，机组的热耗率均逐渐上升。方案1中，额定工业抽汽工况下随着抽汽量的增加，机组热耗率上升比较明显，与THA工况相比，对应不同抽汽量热耗率分别上升了30.18 kJ/kWh、45.51 kJ/kWh、73.82 kJ/kWh和92.16 kJ/kWh。方案2中随着抽汽量的增加不同工况下热耗率变化量几乎相同。根本原因在于在储能装置内储能和释能过程中存在换热损失，抽汽量越多则损失越高；储能装置本身也存在效率损失，也会降低机组的经济性^[13]。

5 结论

本文基于耦合原理提出了1种供热机组加装储能装置系统，并给出了2种储能方案。利用EBSILON热力计算软件搭建了供热机组和储能装置模型，对2种方案进行了经济性对比分析，研究结果表明：

（1）供热机组加装储能装置后，在不同工况下系统的热经济性都会有一定程度的降低。

（2）采用方案2（储能过程采用1段、2段混合抽汽，抽汽比例为1:1）运行的机组，在不同工况下的热耗率均小于按方案1（储能过程采用1段抽汽）运行机组的热耗率，方案2优于方案1。

（3）在同一工况下，随着蓄能抽汽量的增加，系统的热经济性逐渐降低。所以在实际系统运行过程中，在满足蓄热量的前提下，应尽可能减少抽汽量。