燃机联合循环系统与热化学储能的耦合应用分析

窦磊

摘 要：热化学储能技术具有储能密度高，储能周期长，热损小的优势，本文将燃机联合循环与热化学储能进行耦合，介绍了耦合系统的流程，在用能需求低（谷）时热化学储罐吸收过剩的能量，在用能需求旺盛（峰）时释放储存的能量，对不同用能负荷下的机组进行分析，得到耦合后的机组不仅解决了电力供需在时间上的矛盾，还带来可观的经济效益和社会效益，应用前景广泛。

关键词：燃机联合循环；热化学储能；效率；经济性

中图分类号：TK01+9 文献标识码：A 文章编号：

燃机联合循环系统又称“燃气-蒸汽联合循环(Gas-steam Combined Cycle Power Plant, CCPP)”一般指燃气轮机和蒸汽轮机组合发电的系统，由燃气轮机、蒸汽轮机以及余热锅炉组成，在高温区工作的Brayton循环与中低温区工作区的Rankine循环组合，形成联合发电系统。蒸汽轮机不能单独运行，需将燃气轮机排出的气体引入余热锅炉作为热源，余热利用式因其系统简单，燃气轮机发电量占总发电量的比例大，故为常用的发电形式，经锅炉后的蒸汽再进入蒸汽轮机发电。

燃机联合循环系统是一种具备高效率、快速启动等多种优势的发电技术，随着经济的发展，我国燃机联合循环系统发电装机容量不断扩大，与此同时能源产生、供给与终端消耗之间的不平衡问题日愈激烈。峰电时机组能够满负荷运行，而谷电时机组需要降负荷运行，随着机组运行负荷的降低，使得热耗率明显上升，造成电厂用电耗能增加，增加了发电成本。有资料显示，一台9F 单轴联合循环机组，在低负荷工况运行时，机组每降低20%的负荷率，与满负荷运行相比，热耗增加8%，且随着负荷率的持续降低，热耗将翻倍增加。

为优化电力系统的结构配置，解决电力供给与消耗在时间上的分配不均问题，将储能技术与燃机联合循环系统有效结合起来，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^[1]，这两种系统的耦合大大提高了机组的运行效率。

现有的储能技术有显热储能、潜热储能以及热化学储能。显热储能是指利用储能介质温度的变化来实现储能过程，是目前太阳能热发电技术中最成熟，运用最广泛的储能方式，例如用矿物油作为传热介质和储能材料，但该介质成本较高且易燃易爆，后来采用高温熔盐作为储能介质，通常需要几种无机盐共晶体形成熔融状态下的混合熔盐，以高温熔盐为介质的显热储能技术是目前太阳能热发电领域技术程度最高且运用最广泛的形式，例如1984年美国在Albuquerque建立并投入运行的750KW熔盐发电实验装置，以硝酸熔盐作为传热和储能介质；2016年我国在青海的德令哈建立投产的以硝酸熔盐为传热和储能介质的10MW太阳能塔式热发电项目，但显热储能方式存在着储能密度低、时间短、温度波动大以及系统庞大的缺点。潜热储能是利用储热材料发生相变时通过吸收或者释放热量从而实现能量的存储和释放，目前主要以固液相变储能材料为研究重点，例如高温熔盐、金属及合金相变材料，由于高温相变材料在封装及传热强化方面缺乏研究，故潜热储热尚未用于商业化。热化学储能技术是基于一种可逆的热化学反应进行能量的储存和释放。其化学反应通式：

C+△H↔A+B （1）

吸热阶段，反应物C吸收热量后发生分解，生成A和B；放热阶段，原产物A和B作为反应物又发生反应生成C，同时释放出热量，反应物和反应产物都可以在环境温度或者工作温度下储存^[2]。据资料显示，热化学储能具有以下优势：（1）储能密度高，热化学储能密度比显热储能密度高1 个数量级；（2）热化学储能由于热损失很小，储能周期在理论上可以无限长；（3）热化学储能可进行长距离运输。因此相对于显热储能和潜热储能，具有上述优势的热化学储能可以实现热量的持续供应，保证电站的持续稳定运行^[3]。因热化学储能技术与燃机联合循环系统有效结合起来，不仅能够提高机组效率，更贴近当前社会倡导的节能减排、实现“碳中和”的伟大愿景。

本文将分析热化学储能与燃机联合循环系统结合运行时系统的运行参数及经济性。

1.系统的流程

热化学储能技术与燃机联合循环系统相结合的系统流程示意图如图1-1所示。

该系统将热化学储能与燃机联合循环系统耦合，当电力需求降低时，系统中燃机不需降负荷运行，利用热化学储能技术进行储能；当电力需求增大时，利用热化学储能技术释能。以典型的9F级燃机联合循环系统为例，该系统常规运行情况：当能量需求较高时，燃机联合循环系统处于满负荷运行时，系统通过汽机直接提供能量给用户，系统无需储能，来自于凝汽器的冷凝水通过凝结水给水泵升压后送入余热锅炉的省煤器、

图1-1 热化学储能技术与燃机联合循环系统耦合流程示意图

蒸发器以及过热器受热面进行加热，同时产生相应压力及温度的蒸汽至汽机发电或供给热用户。

当用电需求降低的时候，机组维持满负荷运行，系统进入储能模式。抽取来自燃机的排气进入热化学储罐，储热罐内温度升高，储热材料开始发生反应并吸收热量，如图1-1所示，最后将温度降低的燃机排气送至烟囱排出。图1-1中热化学储罐仅示意出一级，实际可根据实际负荷调整的需要或储能介质的特性设置一级或多级热化学储罐，余热锅炉中的受热面位置可调整。

当用电需求提高或需要对外供热时，系统进入释能模式。停止对热化学储罐的蒸汽加热，抽取来自余热锅炉尾部的低温气体至储罐，当储热材料周围温度降低时，产物开始分解，并释放出热量，储罐进入释能模式。将高温蒸汽送至蒸汽发生器，通过蒸汽发生装置的过热器、蒸发器和预热器，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的目的。

热化学储能与熔盐储能在规模上的区别在于，所有储能和释能过程都在一个储能罐内完成，不需要进行熔盐的输送，因此不需要设置疏盐装置来防止熔盐的凝固，也不需要在管道上布置分配管，使熔盐分布均匀，防止熔盐温度分层，极大地提高了系统的安全性，未来热化学储能将比熔盐储能得到更广泛的应用。

2.系统特性分析

2.1传统燃机联合循环系统

以9F燃机联合循环系统为例，在不投入储能时，该循环在不同负荷下的运行参数如表2-1所示，传统燃机联合循环系统中机组效率与负荷的关系模拟曲线见图2-1。如图2-1所示，在环境条件一定的条件下，燃机联合循环效率会随着负荷的降低而降低，当燃机负荷从100%的额定负荷降低至30%时，燃机效率降低了12%，导致热耗增加12.2%。在燃机处于满负荷运行时，压气机处于全开状态，进口流动损失小，当燃机处于降负荷运行时，压气机进口导叶处于部分开启状态，负荷越低，导叶开度越小，进口流动损失越大。

由于100%、 75%及50%负荷时，燃机排气流量减小，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%负荷时，燃机排气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。

图2-1 传统燃机联合循环机组效率与负荷的关系

因此对余热锅炉来说，负荷在100%、75%及50%时，效率变化不明显，当负荷降至30%时，余热锅炉的效率明显下降。对于汽机，随着负荷下降，汽机效率逐渐降低，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%负荷运行时，内耗增加，运行效率降低。

2.2带热化学储能的燃机联合循环系统

在能量需求降低时，燃机联合循环系统需要进行削峰填谷，以减少因燃机负荷调整带来的热损失。显热储能技术是目前削峰填谷运用最多的方法，一般以熔融的硝酸盐作为重要载体，但常用的熔盐储能技术在长期储存时热损失较大，且储能温度受限，储能周期不长，只能适用短距离运输，熔盐储能虽然能够提高机组的运行效率，但其效果受到很大限制。而热化学储能的优势在于将热量以化学能的形式储存，热量损失极小，且储热时间不受限制。当前主要的热化学储热反应体系包括了金属氢化物、甲烷重整、氢氧化物、氨分解、碳酸盐和金属氧化物^[4]。

金属氧化物作为潜在的高温储热方案，具有重要的潜在利用价值，本文以铜基氧化物作为储热材料，反应式为：

4CuO+811kJ/kg（1000-1100 °C）↔ 2Cu₂O+O₂ （2）

将储热材料压制成模块化多孔结构，考虑到热化学储能具有5%的热损，计算在不同点负荷用电需求下的带热化学储罐的燃机联合循环系统特性，列于表2-2中，根据储热材料的特性，铜基氧化物的熔点接近1060℃，选择燃机排气按照烟温662.1℃左右进行热化学储能的相关分析。

在用电需求进入低谷时，按低谷时间10h计，当发电功率达到140.3MW时，此时传统的燃机联合循环模式需要把负荷降至65%，燃机效率约为25%。热化学储能与燃机联合循环耦合应用时，燃机维持100%额定负荷运行，燃机效率为33.1%；当发电功率达到105.3MW时，此时传统的燃机联合循环模式需要把负荷降至47%，燃机效率约为24%。热化学储能与燃机联合循环耦合应用时，燃机负荷降至75%负荷运行，燃机效率为30.1%；当发电功率为70.2MW时，此时传统的燃机联合循环模式需要把负荷降至30%，燃机效率约为20%。热化学储能与燃机联合循环耦合应用时，燃机负荷降至50%负荷运行，燃机效率为25%。

带热化学储能的燃机联合循环系统效率与负荷关系如图2-2所示，分析得到带热化学储能的燃机联合循环系统，可实现用电进入低谷时燃机排气全部送入热化学储罐进行储能。为提高该耦合系统的调节能力，可根据电厂实际运行情况，把部分燃机排气用于热化学储能，部分用于发电或供热等。

图2-2 带热化学储能的燃机联合循环效率与负荷关系

表2-1 不投入储能时的燃机联合循环系统在不同负荷下的运行参数

参数\负荷	100%（额定）	75%	50%
环境温度/℃	42.2	42.2	42.2
环境湿度/%	98	98	98
大气压力/kPa	101	101	101
燃机发电功率/MW	140.3	105.3	70.2
燃机效率/%	36.1	33.0	28.7
锅炉效率/%	85.0	85.4	85.7
汽轮机发电功率/MW	79.7	66.0	52.7
汽轮机效率/%	31.5	31.0	30.2
联合循环效率/%	51.1	48.6	44.8

表2-2 投入热化学储能时的燃机联合循环系统在不同负荷下的运行参数

环境温度/℃		35	35	35
环境湿度/%		98	98	98
大气压力/kPa		101	101	101
燃机发电功率/MW		140.3	105.2	70.2
燃机排气温度/℃		662.1	662.1	665.2
传统燃机联合循环	负荷	65%	47%	30%
	燃机效率	25.1%	24.4%	20.8%
带热化学储能的燃机联合循环	负荷	100%（额定）	75%	50%
	排气量/t	12271	10288	8399
	储热时间/h	10	10	10
	燃机效率/%	36.1	33.0	28.7

3.经济性分析

带热化学储能的燃机联合循环系统的经济性与时间分布密切相关，尤其适合日间用电需求高，夜间用电需求低的区域。

带热化学储能的燃机联合循环系统中，以燃机排气全部进入热化学储罐进行分析，天然气低位热值为36255kJ/m³，天然气单价为3.2元/m³，中温中压蒸汽单价按照为270元/t进行分析评估。用电低谷持续时间为10h，用电量降为140.3MW、105MW的情况，对传统运行模式和带热化学储能运行模式的经济性进行分析，分析结果见表3-1。表3-1中传统燃机联合循环系统的机组效率指发电效率，带热化学储能的燃机联合循环系统，机组效率指热电综合利用效率。

从表3-1可以看出，在电力需求下降时，用电负荷也越低，传统燃机联合循环系统运行的机组效率随之降低，收益下降，甚至出现亏损。当用电量降至140.3MW，机组以65%负荷运行时，传统燃机联合循环系统的运行收益刚好与运行成本持平，当用电量降至105MW时，机组仅以47%负荷的负荷运行，此时传统燃机联合循环系统的运行收益出现亏损。由表3-1得，当用电需求进入低谷时，采用带热化学储能的运行模式运行收益显著，随着用电负荷降低，收益较满负荷运行时相对减少，但可以保证不至出现运行亏损。

将热化学储能技术与燃机联合循环系统有效耦合，很大程度上解决了用电供给与终端消费在时间分布上的不平衡性，提高了能源的综合利用效率，增加了工厂运行的经济性，也为我国节能减排，实现“碳中和”事业贡献一份力量。

表3-1传统燃机联合循环系统与带热化学储能的燃机联合循环系统经济性分析

项目\负荷	100%负荷		75%负荷
	传统燃机联合循环	带热化学储能的燃机联合循环	传统燃机联合循环	带热化学储能的燃机联合循环
发电功率/MW	140.3	140.3	105	105
每天低谷用电时间/h	10	10	10	10
负荷/%	65	100	47	75
燃机效率/%	25.1	36.1	20.8	28.7
天然气热值/(kJ∙m-3)	36250	36250	36250	36250
天然气耗量/m3	301844	420523	249596	346423
天然气单价/元	3.2	3.2	3.2	3.2
热化学储热量/kWh	/	194.9	/	194.9
储热时间/h	/	10	/	10
蒸汽单价/元	/	270	/	270
上网电价/(元∙kW-1∙h-1)	0.7	0.7	0.7	0.7
每天运行收益/万元	0.05	37.9	-7.5	25.1
年运行天数/天	300	300	300	300
年运行收益/万元	15	11370	-2250	7530

4.结论

储能技术通过储/放能的过程实现电力负荷的削峰填谷，提高能量的合理应用能力，节省了大量的能源。寻找性能稳定、经济效益好的储热技术方案是降低光热电站投资成本的关键所在

^[5]。热化学储能技术因其具有高密度、良好换热性能和循环利用性能、结构稳定、热损失小等优势，具有广阔的应用前景

将热化学储能技术与燃机联合循环系统结合，在用能需求低时吸收过剩的能量，在用能需求旺盛时释放储存的能量，实现电力系统的持续稳定运行，解决了电力供需在时间上的矛盾，并带来可观的经济效益和社会效益，未来将在电站得到更广泛的运用。

参考文献：

[1] Wang Xin he, DU Xuan cheng, WEI Jin jia. Research progress of different solar thermochemical energy storage systems[J]. Chinese Science Bulletin, 2017,62(31): 3631-3642.

[2] 王新赫, 杜轩成, 魏进家. 不同太阳能热化学储能体系的研究进展[J]. 科学通报, 2017, 62(31): 3631-3642.

[3] 徐飞，闵勇，陈磊，等.包含大容量储热的电–热联合系统[J].中国电机工程学报, 2014, 34(29) ：5063-5070.

[4] Prieto C, Cooper P, Fernández A I, et al. Review of technology: Thermochemical energy storage for concentrated solar power plants[J]. Renewable & Sustainable Energy Reviews, 2016, 60:909-929.

[5] Pardo P, Deydier A, Anxionnaz-Minvielle Z, et al. A review on high temperature thermochemical heat energy storage[J]. Renewable & Sustainable Energy Reviews, 2014, 32(5):591-610.

作者简介：窦磊，1983年2月4日生，男，汉族，北京，大学本科，热能动力工程，中级工程师。