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摘 要 火電機組耦合儲熱技術，可提高機組的熱電解耦能力，減少深度調峰對系統(tǒng)安全性和經(jīng)濟性的影響。本工作提出了火電機組與填充床儲熱的耦合系統(tǒng)，在考慮了機組變工況、填充床儲/釋熱過程動態(tài)時間序列基礎上，通過EBSILON建立了耦合系統(tǒng)變工況仿真模型；分析深度調峰對耦合系統(tǒng)熱力性和碳排放量的影響，通過汽水分離器筒體應力變化分析深調對鍋爐壽命損耗的影響，通過轉子壽命損耗率曲線分析深調對汽輪機壽命的影響，最終建立耦合系統(tǒng)調度運行經(jīng)濟性模型，開展綜合經(jīng)濟性分析。結果表明：火-儲耦合系統(tǒng)比自身變工況減小碳排放量7418 t/a(僅配置風電)~9216 t/a(僅配置光伏)；深度調峰對鍋爐壽命損耗的影響大于汽輪機，火-儲耦合系統(tǒng)可提高系統(tǒng)運行壽命，深度調峰318次/年，相比于機組自身變工況(30%~20%額定負荷)可提高13.3%~15.3%；火-儲耦合系統(tǒng)深度調峰收益高于火電機組自身變工況，當填充床釋熱量用于發(fā)電或供熱時，耦合系統(tǒng)比自身變工況收益分別增加40萬元/年、72萬元/年。
關鍵詞 火電機組；儲熱；深度調峰；綜合經(jīng)濟性；系統(tǒng)壽命；碳排放
我國將構建清潔低碳安全高效的能源體系，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。預計到2060年，我國非化石能源消費占比將由目前的16%提升到80%以上，非化石能源發(fā)電量占比由目前的34%左右提高到90%以上。然而，盡管可再生能源裝機發(fā)展迅速，但火力發(fā)電量占全社會用電量比例超過70%，火電仍是我國的主力電源和調峰電源。傳統(tǒng)火電機組調峰性能差、運行經(jīng)濟性差，主機設備在低負荷工況下面臨諸多問題。
儲能技術作為一種改變能量時空分布的技術手段，可大幅提高電站的調峰靈活性，緩解電網(wǎng)供需平衡問題。在眾多儲能方式中，儲熱系統(tǒng)具有使用溫度高、成本低、可精準調控儲/釋熱功率等優(yōu)點，成為具有廣闊應用前景的火電機組調峰手段之一。傳統(tǒng)的熱水儲熱技術以穩(wěn)定、響應快、投資低的優(yōu)勢在熱電聯(lián)產(chǎn)機組中得到廣泛應用，但熱水儲熱能量密度低限制其在大容量燃煤機組上應用。噴淋式填充床在儲/釋熱過程中，傳熱流體由泵驅動通過填充床上端噴淋裝置，以液滴的形式均勻噴灑在儲熱顆粒上方，并在重力驅動下滲流換熱，提高了流體與固體的換熱效率，儲熱效率更高，且相對熱水儲熱技術等增大了能量密度；導熱油等傳熱流體在填充床孔隙內無大量存留，傳熱流體用量可減少90%，僅為水/蒸汽儲熱、導熱油儲熱和熔鹽儲熱等儲熱技術成本的1/4~1/2。因此考慮將填充床儲熱與火電機組耦合建立一種新型火-儲耦合系統(tǒng)。
系統(tǒng)經(jīng)濟性是直接關系火電機組實施深度調峰的重要因素，關于火電機組調峰經(jīng)濟性已然成為國內外學者廣泛研究熱點。李軍徽等提出一種儲能輔助火電機組深度調峰的分層優(yōu)化調度方案，得出儲能系統(tǒng)的加入可以降低3.68%的棄風率，并降低了10.1%的火電機組總調峰成本的結論。柴有國等從燃料材料消耗、投資運營、機組壽命損耗等方面對660 MW超臨界機組調峰發(fā)電成本進行分析，結合調峰補償政策建立調峰運行效益模型。Guan等建立了考慮深度調峰的光伏發(fā)電、儲能機組和火電機組的聯(lián)合優(yōu)化調度模型并對其進行了經(jīng)濟性分析，結果表明足夠的儲能配置可以提高運行的經(jīng)濟性，將負荷損失和光伏棄光率降到接近零。以上研究分析了深度調峰對火電機組煤耗、供電收益等經(jīng)濟性指標的影響，目前已有很多關于火-儲耦合系統(tǒng)深度調峰經(jīng)濟收益的研究，但是對于其儲能設備為填充床儲熱罐的研究卻寥寥無幾。
汽輪機與鍋爐等設備在低負荷工況以及頻繁大幅度變負荷情況下會出現(xiàn)大量問題，因此系統(tǒng)參與深度調峰不可避免會影響到汽輪機和鍋爐壽命。吳瑞康等指出機組深度調峰會導致機組壽命損耗加快，影響機組運行的安全性和經(jīng)濟性，因此需要加強深度調峰技術研究。林俐等根據(jù)火電機組的運行狀態(tài)，考慮轉子損失提出了火電機組不同階段的調峰能耗成本模型，建立了風電優(yōu)先的電力系統(tǒng)經(jīng)濟調度模型，指出要增加對深調機組的補償。華敏等以某660 MW超臨界燃煤機組為對象，開展了汽輪機調峰運行的實驗研究，發(fā)現(xiàn)汽輪機調峰運行對其壽命的影響主要集中在轉子部分，且在低負荷運行階段，升降負荷對汽輪機壽命影響很小。李軍等通過汽包的應力和壽命損耗計算模型，研究了汽包的結構、材料和升溫速率對冷態(tài)啟動過程和高負荷調峰過程中汽包壽命損耗的影響，并將其結果進行可視化圖形處理。上述研究都僅分析了參與深度調峰對汽輪機和鍋爐壽命的影響，并未在一個系統(tǒng)中同時考慮汽輪機和鍋爐的壽命損耗成本，要計算整個系統(tǒng)使用壽命內經(jīng)濟效益，其重要部件壽命損耗成本對于投資者來說是不可忽略的。
在“雙碳”背景下，對一個新型能源系統(tǒng)的綜合評估不僅僅關注其經(jīng)濟性，其系統(tǒng)的碳排放量也需要得到重視。袁榮勝等針對火電機組調峰運行的碳經(jīng)濟性進行研究，得出燃煤機組深度調峰至30%時，單位發(fā)電燃煤和碳排放成本之和增長約12%。任鑫等結合電力調峰輔助市場和碳排放權交易市場，利用信息熵權法結合逼近理想解的排序方法進行多目標決策，優(yōu)化了熱電聯(lián)產(chǎn)機組的發(fā)電功率，大大降低了碳排放量?，F(xiàn)有的研究對于火電機組參與深度調峰的碳核算已經(jīng)較為成熟，但是關于火-儲耦合系統(tǒng)的碳核算研究甚少，而且大都沒有考慮風電、光伏等新能源安裝運輸產(chǎn)生的碳足跡，本工作將進行更加全面的耦合系統(tǒng)碳排放量計算。
目前關于火電機組耦合填充床的火-儲耦合系統(tǒng)研究較少，調峰經(jīng)濟分析鮮有考慮耦合系統(tǒng)變工況對鍋爐和汽輪機壽命的影響等，因此本工作搭建了火電機組耦合填充床儲熱的變工況仿真模型，考慮了填充床儲/釋熱過程動態(tài)時間序列，通過循環(huán)應力幅計算變工況下鍋爐壽命損耗率，通過不同變負荷幅度下轉子壽命損耗率曲線分析變工況對汽輪機壽命的影響，在供電結構為可再生能源與儲能配比為5∶1情景下計算系統(tǒng)碳排放量，建立調度運行經(jīng)濟性模型，開展綜合經(jīng)濟性分析。
1 火-儲耦合系統(tǒng)概述
圖1為火-儲耦合系統(tǒng)示意圖，該系統(tǒng)將填充床儲熱與火電機組進行熱和電的耦合，實現(xiàn)火電機組的靈活調峰，其工作原理為：儲能時，以火電機組30%額定負荷為基礎負荷，將來自中壓缸抽氣和電加熱的熱量儲存在填充床內，降低耦合系統(tǒng)發(fā)電負荷，實現(xiàn)火電機組深度調峰；釋能時，以火電機組100%額定負荷為基礎負荷，利用填充床儲存熱量加熱鍋爐給水，提高耦合系統(tǒng)發(fā)電負荷，或與一次供熱管網(wǎng)回水換熱，增加供熱能力。
圖1 火-儲耦合系統(tǒng)示意圖
本工作以350 MW超臨界火電機組為例開展火-儲耦合系統(tǒng)性能分析，機組回熱采用三高、三低、一除氧，機組主要參數(shù)如表1所示。利用EBSILON商業(yè)軟件建立了350 MW超臨界機組熱力學仿真模型，并開展了變工況性能分析，結果如表2所示，機組運行在30%~100%額定負荷，相對誤差均不超過0.22%，由此可知，火電機組熱力學模型具有很高的精確性，可用于耦合系統(tǒng)變工況計算。
表1 350 MW火電機組額定工況系統(tǒng)參數(shù)
表2 變工況模型誤差驗證
該耦合系統(tǒng)儲/釋熱方案如表3所示，其中儲熱過程通過抽氣儲熱可實現(xiàn)耦合系統(tǒng)發(fā)電負荷從30%額定負荷降至25.51%額定負荷，即105 MW降至89.3 MW，再通過19.3 MW電加熱可實現(xiàn)耦合系統(tǒng)發(fā)電負荷降至70 MW，即降至20%額定負荷。儲熱過程使用電加熱器原因為當?shù)蛪焊壮隽?時，耦合系統(tǒng)發(fā)電負荷無法降至20%額定負荷。
表3 火-儲耦合系統(tǒng)儲/釋熱方案
2 火-儲耦合系統(tǒng)綜合性能模型
2.1 系統(tǒng)熱力性能模型
本工作主要采用發(fā)電效率、煤耗率來評價耦合系統(tǒng)性能，發(fā)電效率即耦合系統(tǒng)輸出電負荷與鍋爐提供燃煤熱量的比值，可體現(xiàn)耦合系統(tǒng)熱力性；煤耗率即耦合系統(tǒng)燃煤質量與輸出電負荷的比值，可體現(xiàn)耦合系統(tǒng)產(chǎn)生1 kWh電能所消耗的標準煤量。
全過程耦合系統(tǒng)發(fā)電效率由式(1)計算：
式中，ηT為循環(huán)過程耦合系統(tǒng)發(fā)電效率，%；PC,t、PS,t分別為t時刻儲熱過程、釋熱過程耦合系統(tǒng)輸出電功率，kW；QC,t、QS,t分別為t時刻儲熱負荷和釋熱負荷，kW；ηB,t為t時刻鍋爐效率，%；t1、t2分別為儲能過程起止時刻；t3、t4分別為釋能過程起止時刻。
全過程耦合系統(tǒng)煤耗率由式(2)計算：
式中，mC,t、mS,t分別為t時刻儲熱過程、釋熱過程耦合系統(tǒng)煤耗量，g/h；qnet、q0net分別為燃煤低位發(fā)熱量、標準煤低位發(fā)熱量，kJ/kg。
2.2 碳排放計算模型
耦合系統(tǒng)碳排放來源主要包括機組燃煤、低負荷投油，考慮可再生能源與儲能配比(5∶1)，耦合系統(tǒng)還應考慮相應配置的風電和光伏碳排放。
2.3 鍋爐和汽輪機壽命損耗模型
對于直流鍋爐來講汽水分離器起著極為重要的作用，當機組頻繁深調時易引起汽水分離器筒體應力變化。汽水分離器上位于筒體與連接管交界處的內相貫線的轉角處的機械應力集中系數(shù)最大，該點運行情況直接影響鍋爐使用壽命，因此，需計算該點的主應力，即機械應力與內外壁溫差熱應力的合成。再根據(jù)美國ASME疲勞設計曲線(圖2)對鍋爐壽命損耗進行評估。
圖2 疲勞設計曲線
式中，kj為汽水分離器最危險點的機械應力集中系數(shù)，本工作計算中取4.2；kr為熱應力集中系數(shù)，本工作計算中取1.6。
汽水分離器材料選用進口鋼材SA-336F12，結構及材料參數(shù)具體如表4、表5所示。
表4 汽水分離器外形尺寸
表5 15CrMoG材料參數(shù)
修正過后的循環(huán)應力幅為：
式中，funit為購機成本，萬元，汽輪機取10500萬元，鍋爐取24000萬元。
機組在進行較大幅度的變負荷運行時，過程中汽輪機轉子受較大的交變應力、高溫及持續(xù)負載作用，會出現(xiàn)損耗。不同變負荷幅度下轉子損耗如表6所示。
表6 不同變負荷幅度下轉子壽命損耗率
本工作將參與深度調峰的火-儲耦合系統(tǒng)與火電機組自身變工況的經(jīng)濟性進行對比，通過計算其成本和收益驗證耦合系統(tǒng)參與深度調峰時的經(jīng)濟可行性，其深度調峰的經(jīng)濟性模型如圖3所示。
圖3 耦合系統(tǒng)調度運行經(jīng)濟模型
火-儲耦合系統(tǒng)的初投資成本包括火電機組和儲熱系統(tǒng)投資。計算公式為：
式中，CZ為火-儲耦合系統(tǒng)投資成本，萬元；CT為火電機組投資成本，萬元，本工作取值215807萬元；CS為填充床儲熱系統(tǒng)投資成本，萬元，本工作取值1981萬元?；痣姍C組自身變工況的初投資成本僅考慮火電機組投資成本，不考慮儲熱系統(tǒng)投資成本，下文運行成本、折舊成本同理。
火-耦合系統(tǒng)運行成本包括燃煤成本、調峰成本、碳稅成本、運維成本。計算公式為：
式中，CY為火-儲耦合系統(tǒng)運行成本，元；CF為燃煤成本，元；CDPR為調峰成本，元；CC為碳稅成本，元；COM為運維成本，元；CD為折舊成本，元。
（1）燃煤成本
式中，cF為煤炭價格，元/t；H為機組年運行時間，h；MF為燃煤量，t/h。根據(jù)參考電廠提供信息，本工作燃煤機組選擇煤種為雙鴨山煤，均價為675元/t。
（2）調峰成本
參考深度調峰成本模型，得到階梯負荷燃煤機組調峰成本，計算公式如下：
式中，Pe為機組額定功率，MW；EDPR為機組單位電量階梯調峰成本，元/MWh；Pt為機組t時刻輸出功率，MW。
燃煤機組深度調峰至20%額定負荷時，需要投油穩(wěn)燃，根據(jù)河南省某電廠實際調研投油量1 t/h，每噸8000元。
（3）碳稅成本
火電機組碳交易計算式為：
（4）運維成本
對于火-儲耦合系統(tǒng)，每年對設備的運行維護成本也是系統(tǒng)運行成本的重要組成部分。系統(tǒng)年運維成本是以火-儲耦合系統(tǒng)的建設成本為基礎確定的：
式中，rOM為運維成本比例系數(shù)，火電機組取1.5%，儲熱系統(tǒng)取4%。
（5）折舊成本
火電機組、儲熱系統(tǒng)折舊成本計算式為：
式中，I為折舊年限，本工作火電機組、儲熱系統(tǒng)設計年限分別為25年、15年，計算時折舊年限采用實際運行年限；ζ為殘值率，本工作取5%。
火-儲耦合系統(tǒng)收益包括售電收益、售熱收益、碳交易收益及深調補償。計算公式為：
式中，BCC為火-儲耦合系統(tǒng)收益，元；BE為售電收益，元；BH為售熱收益，元；BC為碳交易收益，元；BDPC為調峰補償，元。
（1）售電收益
根據(jù)河南省的相關政策確定上網(wǎng)電價平價為0.453元/kWh，因此供電收益計算如式(23)：
（2）售熱收益
儲熱企業(yè)的供熱收入與單位供熱費用和供熱量有關，具體表示為：
式中，M為供熱量，GJ；pheat為單位熱量價格，元/GJ，根據(jù)河南省相關市政政策，本工作取40元/GJ。
（3）碳交易收益
（4）深調補償
調峰補償即火電機組參與深度調峰所得到的補貼收益，調峰補償計算公式如式(26)：
式中，ηreg為火電機組基本調峰負荷率，%；CtDPC為深度調峰機組的單位電量補償標準，元/kWh，具體分檔和報價上/下限見表7。
表7 火電機組深度調峰報價上/下限(河南省)
3 結果與討論
3.1 系統(tǒng)熱力性能
本工作計算了火-儲耦合系統(tǒng)和機組自身變工況深度調峰1次(儲/釋一個循環(huán)周期，儲/釋熱系統(tǒng)儲熱51 min，釋熱45 min，下同)發(fā)電效率和煤耗率，由于釋熱1模式為儲熱量僅用于發(fā)電，釋熱2模式為儲熱量僅用于供熱，為了對比系統(tǒng)發(fā)電效率，僅對釋熱1模式進行了熱力性計算，結果如表8所示。
表8 火-儲耦合系統(tǒng)與火電自身變工況深調時熱力性對比
由表8可知當發(fā)電負荷相同時，即機組自身變工況20%~100%額定負荷與火-儲耦合系統(tǒng)20%~100%額定負荷相比，耦合系統(tǒng)比自身變工況發(fā)電效率低2.846%，其主要原因為兩系統(tǒng)輸出電負荷相同，但是儲熱過程耦合系統(tǒng)機組基礎負荷為30%額定負荷，鍋爐提供了更多熱量，且釋熱過程耦合系統(tǒng)熱電轉化效率僅有20.69%。當鍋爐運行狀態(tài)相同時，即機組自身變工況30%~100%額定負荷與火-儲耦合系統(tǒng)20%~100%額定負荷相比，耦合系統(tǒng)比機組自身變工況發(fā)電效率低2.886%，其主要原因為鍋爐提供熱量相同，但是儲熱過程耦合系統(tǒng)輸出電負荷更少，且釋熱過程耦合系統(tǒng)熱電轉化效率低。
3.2 系統(tǒng)碳排放量
表9為河南洛陽華能熱電廠提供的2022年停機日數(shù)據(jù)，取2022年為典型年，其機組年運行318天，假設深調1次/天，則每年深調318次。
表9 河南洛陽華能熱電廠2022年停機日
政策調研發(fā)現(xiàn)可再生能源與儲能配比5∶1，本系統(tǒng)的儲能容量為35 MW，因此本工作設置的可再生能源容量為175 MW。表10為配置可再生能源后耦合系統(tǒng)深度調峰1次碳排放量對比分析。
表10 碳排放量對比分析
由表10可知，耦合系統(tǒng)與自身變工況(20%額定負荷)相比，供電結構相同，深度調峰1次時耦合系統(tǒng)碳排放量比自身變工況高23.1 t，其原因為兩系統(tǒng)運行時間一致，但是耦合系統(tǒng)煤耗量更大。結合表7、表8綜合分析，耦合系統(tǒng)與自身變工況(30%額定負荷)相比，供電結構不同，在同等發(fā)電量情況下，耦合系統(tǒng)的碳排放量明顯更小，其每年減少CO2排放量7418 t(僅配風電)~9216 t(僅配光伏)。其原因為兩系統(tǒng)鍋爐運行狀態(tài)相同，但供電結構不同導致當達到相同發(fā)電量時，自身變工況運行時間更長，煤耗更大。
3.3 系統(tǒng)鍋爐和汽輪機壽命損耗
由于火電機組參與深度調峰對鍋爐和汽輪機影響較大，因此鍋爐和汽輪機的壽命也限制著火電機組的運行年限。下面分別計算了深度調峰對汽輪機和鍋爐的壽命損耗率和損耗成本、剩余壽命和剩余價值，得到了不同運行模式下系統(tǒng)的運行年限。
由表11可知，耦合系統(tǒng)鍋爐壽命損耗率及損耗成本低于自身變工況(20%額定負荷)，其原因為自身變工況運行時汽水分離器上位于筒體與連接管交界處內相貫線的轉角處的機械應力大于耦合系統(tǒng)，導致循環(huán)破壞次數(shù)較少，單次壽命損耗率較大。耦合系統(tǒng)鍋爐壽命損耗率及損耗成本與自身變工況(30%額定負荷)相同，因為此時耦合系統(tǒng)與自身變工況鍋爐運行狀態(tài)相同。
表11 鍋爐單次壽命損耗率及成本
圖4(a)展示了機組不同變負荷幅度下的汽輪機單次壽命損耗率，分析可得耦合系統(tǒng)汽輪機壽命損耗率是介于自身變工況20%~30%額定負荷之間的，這是因為汽輪機壽命損耗率主要受機組變負荷幅度影響，耦合系統(tǒng)抽氣后機組變負荷幅度介于自身變工況20%~30%額定負荷變負荷幅度之間。圖4(b)展示了機組不同變負荷幅度下汽輪機單次壽命損耗成本，由圖可知機組自身變工況至20%、30%額定負荷時壽命損耗成本分別為2520元/次、1995元/次，耦合系統(tǒng)損耗成本為2257.5元/次。結合表11和圖9綜合分析可得深度調峰對鍋爐壽命損耗影響大于汽輪機。
圖4 汽輪機單次 (a) 壽命損耗率和 (b) 損耗成本
為了分析鍋爐及汽輪機的經(jīng)濟性需要計算出鍋爐及汽輪機的剩余壽命及剩余價值。取機組的額定運行年限為25年，汽輪機與鍋爐每運行一年，其剩余壽命為25年減去其運行的一年和其損耗的壽命年限。
圖5(a)展示了深調318次/年時鍋爐與汽輪機剩余壽命，與自身變工況(20%額定負荷)相比，耦合系統(tǒng)鍋爐使用壽命增長2.13年，汽輪機使用壽命增加0.39年。與自身變工況(30%額定負荷)相比，耦合系統(tǒng)鍋爐使用壽命不變，汽輪機使用壽命減少0.37年。圖5(b)展示了鍋爐與汽輪機剩余價值，其分別與鍋爐、汽輪機壽命損耗率有直接關系，且呈反相關變化趨勢。與自身變工況(20%額定負荷)相比，耦合系統(tǒng)鍋爐剩余價值增加2044.88萬元，汽輪機剩余價值減少216.7萬元；與自身變工況(30%額定負荷)相比，耦合系統(tǒng)鍋爐剩余價值不變，汽輪機剩余價值增加195.37萬元。
圖5 鍋爐與汽輪機 (a) 剩余壽命和 (b) 剩余價值
由表12可直觀看出不同工況下系統(tǒng)運行年限，由于深度調峰對鍋爐壽命影響更大，且鍋爐內汽水分離器替換難度很大，因此鍋爐壽命成為系統(tǒng)運行年限邊界條件。
表12 鍋爐和汽輪機壽命損耗分析
3.4 耦合系統(tǒng)綜合經(jīng)濟性
本工作以30%額定負荷為基礎工況，通過抽汽和電加熱儲熱實現(xiàn)負荷下調，以100%額定負荷為基礎工況，通過釋熱加熱鍋爐給水實現(xiàn)負荷上調(釋熱1)或供熱(釋熱2)。計算了不同工況下耦合系統(tǒng)和火電機組自身變工況深度調峰1次的成本和收益，深調補償收益采用補償價格上下限進行計算，折舊成本中鍋爐、汽輪機和儲熱系統(tǒng)按實際壽命折損，其他部件按設計壽命25年折損，計算結果如表13所示。
表13 火-儲耦合系統(tǒng)與火電自身變工況深調時經(jīng)濟性對比
分析可得，釋熱1模式下，耦合系統(tǒng)比自身變工況(20%額定負荷)增加收益1249元/次。系統(tǒng)收益或成本中金額占比較大的依次為深調補償、售電收益和燃煤成本，但兩系統(tǒng)深調補償金額一致，因此耦合系統(tǒng)收益增加主要來自兩系統(tǒng)售電收益和燃煤成本差值。耦合系統(tǒng)比自身變工況(30%額定負荷)增加收益18530~30430元/次。其原因為深調補償在總收益中占比很大，且耦合系統(tǒng)深調收益遠高于自身變工況。釋熱2模式下，耦合系統(tǒng)比火電自身變工況(20%額定負荷)增加收益2264元/次；耦合系統(tǒng)比自身變工況(30%額定負荷)增加收益19545~31445元/次。耦合系統(tǒng)釋熱2模式下收益大于釋熱1模式下，其原因為耦合系統(tǒng)釋熱1模式下的收益主要來自121291元的售電收益，釋熱2模式下的收益來自118913元的售電收益和3393元的售熱收益，其總收益高于釋熱1模式1015元。結果表明，參與深度調峰時，調峰深度越大、次數(shù)越多，收益越高，而且耦合系統(tǒng)的經(jīng)濟性優(yōu)于火電機組自身的變工況，釋熱2模式下經(jīng)濟效益更顯著。
由表14可知，自身變工況(20%額定負荷)最多可運行13.9年，自身變工況(30%額定負荷)與耦合系統(tǒng)最多可運行16.03年，耦合系統(tǒng)比自身變工況(20%額定負荷)多運行2.13年。因此分析調峰深度相同的耦合系統(tǒng)與自身變工況收益時，不僅需要考慮兩系統(tǒng)每年收益差值，還需要加上耦合系統(tǒng)多運行的2.13年的收益。分析可得，相比自身變工況(20%額定負荷)，耦合系統(tǒng)釋熱1模式下收益增加5720萬~8541萬元，釋熱2模式下收益增加6237萬~9058萬元。
表14 系統(tǒng)使用壽命內收益
4 結 論
火電機組耦合儲熱技術，可提高機組的熱電解耦能力，減少深度調峰對系統(tǒng)安全性和經(jīng)濟性的影響。本工作建立了火電機組與填充床儲熱的耦合系統(tǒng)，考慮機組變工況模型、填充床儲/釋熱過程動態(tài)時間序列，計算耦合系統(tǒng)碳排放量，通過循環(huán)應力幅計算變工況下的鍋爐壽命損耗率，通過不同變負荷幅度下轉子壽命損耗率曲線分析變工況對汽輪機壽命的影響，進行耦合系統(tǒng)與機組自身變工況綜合經(jīng)濟性對比分析。主要結論如下：
（1）在相同發(fā)電量情景下，火-儲耦合系統(tǒng)碳排放量小于火電機組自身變工況。當系統(tǒng)鍋爐運行狀態(tài)及發(fā)電量相同，且供電結構為可再生能源與儲能配比5∶1時，耦合系統(tǒng)的碳排放量明顯要小于自身變工況(30%額定負荷)，每年減少CO2排放量為7418 t(僅配置風電)~9216 t(僅配置光伏)。
（2）火-儲耦合系統(tǒng)深度調峰時對鍋爐壽命損耗的影響大于汽輪機，火-儲耦合系統(tǒng)可提高運行壽命?；痣姍C組深度調峰1次(30%額定負荷~20%額定負荷)，火電機組自身變工況鍋爐、汽輪機壽命損耗率分別為0.01%、0.0024%；火-儲耦合系統(tǒng)鍋爐、汽輪機損耗分別為0.007%、0.0022%。
（3）火-儲耦合系統(tǒng)深度調峰收益高于火電機組自身變工況，相比自身變工況(20%額定負荷)，耦合系統(tǒng)釋熱1模式下收益增加40萬元/年，釋熱2模式下收益增加72萬元/年。
符號說明
符號 —— 符號說明
a1 —— 線膨脹系數(shù)，1/℃
BCC —— 耦合系統(tǒng)收益，元
BC —— 碳交易收益，元
BDPC —— 調峰補償，元
BE —— 售電收益，元
BH —— 售熱收益，元
CCO2 —— 碳交易價格，元/t
CC —— 碳稅成本，元
CD —— 折舊成本，元
CDPR —— 調峰成本，元
CF —— 燃煤成本，元
COM —— 運維成本，元
CS —— 填充床儲熱系統(tǒng)投資成本，萬元
CT —— 火電機組投資成本，萬元
CtDPC —— 單位電量補償，元/kWh
CY —— 耦合系統(tǒng)運行成本，元
CZ —— 耦合系統(tǒng)投資成本，萬元
Doil —— 柴油單位熱值含碳量，t/GJ
EDPR —— 機組單位電量階梯調峰成本，元/MWh
Et1C —— 機組t1時刻碳排放量，t
Fs —— 光伏的碳排放因子，g/kWh
Fw —— 風電的碳排放因子，g/kWh
funit —— 購機成本，萬元
I —— 折舊年限，a
kj —— 機械應力集中系數(shù)
kr —— 熱應力集中系數(shù)
L —— 供電量，MWh
M —— 供熱量，GJ
mC,t —— t時刻儲熱過程耦合系統(tǒng)煤耗量，g/h
moil —— 機組的投油量，t
mS,t —— t時刻釋熱過程耦合系統(tǒng)煤耗量，g/h
Oe —— 供電煤耗，tce/MWh
Ot —— 供熱煤耗，tce/GJ
P —— 承壓部件內壁介質壓力，MPa
PC,t —— t時刻儲熱過程耦合系統(tǒng)輸出電功率，kW
Pe —— 機組額定功率，MW
PS,t —— t時刻釋熱過程耦合系統(tǒng)輸出電功率，kW
Ps —— 光伏發(fā)電功率，MW
Pw —— 風電發(fā)電功率，MW
QC,t —— t時刻儲熱負荷，kW
QS,t —— t時刻釋熱負荷，kW
qnet —— 燃煤低位發(fā)熱量，kJ/kg
q0net —— 標準煤低位發(fā)熱量，kJ/kg
qoil —— 柴油單位熱值，GJ/t
R1 —— 圓筒承壓部件內壁半徑，mm
R2 —— 圓筒承壓部件外壁半徑，mm
rOM —— 運維成本比例系數(shù)，%
T —— 運行時間，h
t1、t2 —— 儲能過程起止時刻，s
t3、t4 —— 釋能過程起止時刻，s
ηT —— 循環(huán)過程耦合系統(tǒng)發(fā)電效率，%
ηreg —— 火電機組基本調峰負荷率，%
β —— 承壓部件外徑與內徑之比
ω —— 泊松比
