與燃煤機組耦合的液化空氣儲能系統技術經濟分析

史幸平, 劉乙學, 王 妍, 張千旭, 安旭剛, 呂 凱, 何 青

(1. 華北電力大學 能源動力與機械工程學院, 北京 102206;2. 西安熱工研究院有限公司, 西安 710054)

為了維護生態平衡,減緩全球變暖,各國政府決定實施減排行動,由此形成了《聯合國氣候變化框架公約》等文件[1]。中國作為碳排放大國,積極參與減排行動,致力于實現“雙碳”目標[2]。在電力能源領域,需要通過推進煤炭消費替代和轉型升級并大力發展可再生能源來降低碳排放。而兼顧可再生能源發電會導致燃煤機組長期處于超低負荷狀態,出現運行不穩定且響應時間過長的問題。為了解決這一矛盾,我國大力推進燃煤機組進行靈活性改造,通過設備升級和調控優化等方式促進其向基礎保障性和系統調節性電源轉型。儲能作為一種靈活的電力存儲調節資源利用的方式,可以協助燃煤機組調峰調頻,起到降低最小出力及快速升降負荷的作用[3]。

燃煤機組通過鍋爐和汽輪機等設備將熱能轉化為電能,因此儲能可以通過能量傳遞的方式協助燃煤機組運行。在眾多儲能技術中,壓縮空氣儲能(compressed air energy storage,CAES)系統因具有儲能規模大、環境污染小、存儲周期長等優點,被認為是最有發展前景的電力儲能技術之一[4]。更重要的是,CAES系統本身既有熱量交換,又有電能傳遞,十分適合與燃煤機組耦合,在提升效率的同時還能改善燃煤機組的調峰特性和提高閾值。王妍等[5]對與燃煤機組耦合的CAES系統進行參數分析,仿真結果顯示儲能系統效率提高了5%。Zhang等[6]提出了一種集成到燃煤電廠蓄熱子系統中的新型CAES系統并建立了數學模型,結果表明系統的往返效率和效率分別提升至78.85%和83.81%。

然而,CAES系統高壓空氣存儲所需的空間較為龐大,大部分燃煤電廠附近都不具備合適的存儲條件。如果將壓縮后的空氣液化存儲,不僅能大大減少所需空間,而且能提升存儲的安全性[7]。因此,提出采用液化空氣儲能(liquefied air energy storage,LAES)系統與燃煤機組進行耦合。目前,研究內容聚焦于LAES系統的原理、關鍵設備及經濟性等各個方面,但對LAES與燃煤機組耦合的研究還未有較多深入的探索。劉青山等[8]探究了LAES系統的熱力學性質,重點分析了儲能壓力對系統熱力學特性的影響,結果顯示提高儲能壓力可以提高系統內壓縮熱量的品位。Peng等[9]研究了LAES系統中熱量的流動情況,結果表明冷能損失引起的效率降低幅度比熱能損失更大。Wang等[10]提出了一種電-熱-純氧多聯產的LAES系統,其效率較低,約為39%。但由于額外的純氧和供暖收益,系統的回收期較短,約為5.7 a。

液化空氣儲能在中國還處于理論研究及項目示范階段,需要通過探索LAES的應用場景及經濟性能來加快其商業化進程。因此,筆者研究在電網側燃煤機組應用LAES技術的可行性,利用蒸汽/水與空氣進行熱量交換,以期完成燃煤機組與LAES系統的內部耦合。同時,通過仿真軟件搭建與燃煤機組耦合的新型LAES系統熱力學模型,對燃煤機組不同工況下的LAES系統進行經濟性分析,以探索LAES系統容量對經濟效益的影響,確定最佳匹配的耦合容量。

1 燃煤機組與LAES的耦合系統

燃煤機組與LAES耦合的原理見圖1。

圖1 燃煤機組與LAES耦合的原理

燃煤機組和LAES系統都存在熱能和電能的傳遞轉化,因此可以通過電能耦合和熱能耦合2種能量形式進行耦合。

(1) 電能耦合是系統耦合的外在表現。在用電低谷時段,利用燃煤機組的多余電量帶動LAES系統壓縮機運轉,將電能轉變為空氣勢能存儲。在用電高峰時段,LAES系統存儲的高壓空氣在膨脹機內做功發電,配合燃煤機組增加輸出功率。

(2) 熱能耦合是系統耦合的內在聯系。將LAES系統的壓縮過程和膨脹過程分別與燃煤機組進行耦合。儲能時利用空氣壓縮產生的熱量加熱燃煤機組的凝結水和給水,釋能時利用燃煤機組的抽汽和凝結水加熱膨脹過程中的空氣。

燃煤機組與LAES系統耦合的具體流程圖見圖2,其中:G為發電機;M為電動機;高壓加熱器簡稱高加,低壓加熱器簡稱低加。

(a) 儲能過程

參考文獻[5]和[11]確定LAES系統與燃煤機組的具體耦合流程。儲能時,采用三級壓縮串聯的方式將潔凈空氣壓縮到高壓狀態?？紤]到燃煤機組給水回熱系統的除氧問題,每級壓縮機后配備兩級冷卻器,分別采用除氧后的3號高加入口的給水和除氧前的8號低加入口的凝結水與空氣進行梯級換熱。冷卻后的高壓空氣進入蓄冷回熱器進一步降溫,然后通過節流閥液化。由于液化后的空氣仍有一部分是氣態的,因此需要利用氣液分離器將其去除。未液化的部分空氣回流入蓄冷回熱器釋放冷量后排出,剩余的液化空氣進入儲液罐存儲。釋能時,低溫液態空氣經液態泵加壓后通過氣化換熱器釋放冷量,然后進入四級膨脹機做功。與此同時,冷量通過換熱介質被存儲在蓄冷裝置中?？紤]到汽輪機組抽汽管道的通流面積有限,每級膨脹機前配備兩級加熱器,分別采用6號低加出口的凝結水和中壓缸排汽與空氣進行梯級換熱。

2 耦合系統的熱力學模型

燃煤機組與LAES耦合系統中設備數量較多且工作流程較為復雜。為簡化分析流程,在建立系統熱力學模型時采用如下假設[11]:

(1) 假設系統在穩定狀態運行。

(2) 系統的壓縮及膨脹過程均絕熱。

(3) 忽略部件的摩擦損失。

(4) 忽略耦合儲能系統導致的抽汽量變化對汽輪機變工況的影響。

2.1 壓縮機模型

LAES系統各級壓縮機內空氣的出口溫度[12]為

i=1,2,3,…,N

(1)

式中:Tc,out(i)為壓縮機出口的空氣溫度,K;βc(i)為壓縮機壓比;κ為空氣的絕熱指數;ηc(i)為各級壓縮機的絕熱效率,%;Tc,in(i)為進口空氣溫度,K;N為壓縮機的總級數。

壓縮機的耗功[12]為

(2)

式中:Wc(i)為壓縮機耗功,W;qm,c為壓縮機組內部空氣質量流量,kg/s;ca為空氣比熱容,J/(kg·K)。

2.2 膨脹機模型

LAES系統各級膨脹機內空氣的出口溫度[13]為

i=1,2,3,…,M

(3)

式中:Te,out(i)為膨脹機出口的空氣溫度,K;ηe(i)為膨脹機絕熱效率,%;Te,in(i)為進口空氣溫度,K;βe(i)為膨脹機膨脹比;M為膨脹機的總級數。

膨脹機的輸出功[13]為

(4)

式中:We(i)為膨脹機輸出功,W;qm,e為膨脹機內部空氣質量流量,kg/s。

2.3 汽輪機模型

汽輪機以蒸汽為工質,其原理與膨脹機相似。每級的輸出功[14]為

(5)

式中:Ws(i)為每級汽輪機輸出功,W;Ts,in(i)為進口蒸汽溫度,K;βs(i)為汽輪機膨脹比;τ為蒸汽的絕熱指數;cs(i)為蒸汽比熱容,J/(kg·K);ηs(i)為汽輪機絕熱效率,%;qm,s(i)為每級的蒸汽質量流量,kg/s。

2.4 換熱設備模型

換熱設備中各流股之間的熱量平衡可按下式[15]計算:

∑qm,c,k(hc,out,k-hc,in,k)=∑qm,h,j(hh,in,j-hh,out,j)

(6)

式中:qm,c,k為換熱設備中第k股冷工質的質量流量,kg/s;hc,in,k為換熱設備中第k股冷工質的進口比焓,J/kg;hc,out,k為換熱設備中第k股冷工質的出口比焓,J/kg;qm,h,j為換熱設備中第j股熱工質的質量流量,kg/s;hh,in,j為換熱設備中第j股熱工質的進口比焓,J/kg;hh,out,j為換熱設備中第j股熱工質的出口比焓,J/kg。

2.5 熱力學評價指標

對獨立的LAES系統,其輸入能量與輸出能量分別[11]為

(7)

式中:Ein,1為儲能時獨立LAES系統的輸入能量,MW·h;Eout,1為釋能時獨立LAES系統的輸出能量,MW·h;Wco為LAES系統的凈輸入功率,MW;Wex為LAES系統的凈輸出功率,MW;tin和tout分別為儲能時長和釋能時長,h。

對與燃煤機組耦合的LAES系統來說,其輸入能量與輸出能量[11]為

(8)

式中:Ein,2為儲能時與燃煤機組耦合的LAES系統輸入能量,MW·h;Eout,2為釋能時與燃煤機組耦合的LAES系統輸出能量,MW·h;ΔWco為儲能時因LAES系統向燃煤機組提供熱量導致燃煤機組增加的輸出功率,MW;ΔWex為釋能時因燃煤機組向LAES系統提供熱量導致燃煤機組減少的輸出功率,MW。

根據輸入能量與輸出能量可計算LAES系統的往返效率[11]為

(9)

式中:η為LAES系統的往返效率,%;Ein為儲能時LAES系統的輸入能量,MW·h;Eout為釋能時LAES系統的輸出能量,MW·h。

3 耦合系統的經濟性模型

系統經濟性采用全生命周期理論[16]進行計算。

3.1 成本模型

耦合系統全生命周期成本CLcc分為初期投資成本和后期運行成本[17],初期投資成本包括設備采購成本Ceq和建設成本Cco,后期運行成本包括維修成本Cf及員工工資Csa。這些成本存在以下關系:

CLcc=(Ceq+Cco)+(Cf+Csa)

(10)

年運行成本Can由固定資產折舊Cd和后期運行成本組成[17],具體公式為

Can=Cd+(Cf+Csa)

(11)

固定資產折舊是指在固定資產使用壽命內,按照確定的方法將固定資產均攤到每年。在給定折舊年限和殘值率時,采取年限平均法來計算固定資產折舊費用[18],具體公式為

(12)

式中:ηd為固定資產轉化率,%;Yd為折舊年限,a;θ為殘值率,%;Cfa為固定資產,元。

3.2 收益模型

獨立燃煤機組的收益為燃煤機組售電收益,耦合系統的收益由燃煤機組售電收益及液化空氣儲能售電收益組成。耦合系統的利潤為耦合系統收益減去獨立燃煤機組的收益。

耦合系統收入Ih1即為售電收入Ie1,獨立燃煤機組收入Ih2即為售電收入Ie2。燃煤機組耦合液化空氣儲能系統后利潤Ih3為耦合系統收入減去獨立燃煤機組收入[11]。具體公式為

(13)

3.3 財務評價指標

財務評價指標用于分析項目盈利水平,擬采取凈現值、動態投資回收期及投資收益率為分析指標。

3.3.1 凈現值

凈現值是指方案在全生命周期內每年的現金流量凈額,按一定的折現率折現到相同時點的現值累加數[19]。凈現值為

(14)

式中:ENPV為凈現值;(CI-CO)t分別為第t年的現金流量凈額,其中,CI為現金流入,CO為現金流出;Y為全生命周期,a;取基準折現率i0為8%。若ENPV≥0,則項目可以考慮接受;若ENPV<0,則項目應予以拒絕。

3.3.2 動態投資回收期

動態投資回收期是基于資金時間價值的凈收益回收考慮資金時間價值的總投資所需的時間[20]。有關動態投資回收期Td的計算公式為

(15)

式中:Kt為第t年的投資額;Bt為第t年的凈收益。

3.3.3 投資收益率

投資收益率是指項目正常生產的年凈收入與總投資的比[21]。投資收益率ψROI為

(16)

式中:Bno為正常生產年份的凈收益;K為投資總額。若ψROI≥i0,則項目可以考慮接受;若ψROI

4 技術經濟分析

利用所建立的模型對不同容量的LAES系統進行計算分析,討論與燃煤機組耦合的LAES系統的經濟性能?？紤]到燃煤機組參與電網深度調峰的運行特點,儲能時分別選取燃煤機組30%THA、40%THA和50%THA工況這3個低負荷工況(THA工況表示熱耗率驗收工況),釋能時燃煤機組均運行在額定負荷工況。耦合系統中的燃煤機組與獨立運行的燃煤機組保持相同的鍋爐蒸發量。

4.1 耦合系統的設計參數

耦合系統采用670 MW燃煤機組與等壓比式LAES系統,設定LAES系統的年運行時間為330 d,運行年限為30 a(運營期為29 a,建設期為1 a)。系統主要設計參數見表1,其中:燃煤機組的參數取自某670 MW超臨界中間再熱凝汽式汽輪機的熱力性能數據,LAES系統則參考文獻[11]中的相關數據。

表1 耦合系統主要設計參數

4.2 經濟性計算

保持LAES系統的設計參數一定,通過改變空氣流量得到不同的LAES系統容量,進而對不同容量的LAES系統進行經濟性計算。另外,考慮到LAES系統對原燃煤機組的影響,在成本方面,由于耦合前后保持了燃煤機組的鍋爐蒸發量相同,因此耦合時可以將燃煤機組燃料成本看作與原先相同,即成本不變。在系統其他參數的影響方面,LAES系統會對燃煤機組內的參數造成一些影響,尤其是抽水/汽之后導致的流量變化,在后續的技術經濟分析中,這些參數變化最終會導致燃煤機組的輸出功率發生改變,從而影響耦合系統的經濟性能和指標。因此,需要詳細分析不同工況下燃煤機組輸出功率。

4.2.1 燃煤機組30%THA工況

當燃煤機組工況為30%THA工況時,LAES系統容量存在最大值。儲能時,LAES系統向燃煤機組提供壓縮熱量,而燃煤機組給水回熱系統所能吸收的熱量有限,如果儲能系統容量過大,燃煤機組就無法消納儲能系統輸出的熱量。根據仿真結果,儲能系統的最大壓縮耗功為88.9 MW,對應的膨脹功率為44.2 MW,儲能容量為176.8 MW·h。選取輸出功率分別為10.0 MW、20.0 MW、30.0 MW、40.0 MW、44.2 MW時的LAES系統進行容量分配,具體見表2。

表2 燃煤機組30%THA工況時不同儲能容量的系統功率

由表2可知:隨著儲能容量的增加,儲能壓縮過程中燃煤機組的凈輸出功率逐漸增加,而膨脹過程中燃煤機組的凈輸出功率逐漸減少。這是因為隨著壓縮功率的增加,產生的壓縮熱量越來越多,導致向給水系統提供熱量的回熱抽汽量減少,即汽輪機內的做功蒸汽量增加,從而導致壓縮過程燃煤機組的輸出功率逐漸增加。同理,隨著LAES系統輸出功率的增加,燃煤機組需要向儲能系統提供的熱量增多,導致汽輪機抽汽量增加,從而造成燃煤機組做功能力的下降。

在表2的基礎上進一步對成本和收益進行計算。主要成本和收益計算依據見表3,其中:85%的初始投資是從銀行貸款而來,貸款年限為10 a,年利率為4.9%;運營過程中的人工成本的人數按15人計算,每人每年的成本為6萬元;固定資產折舊年限取30 a;系統的維修費用取固定資產的2%;殘值率取5%。

表3 LAES系統主要成本和收益計算依據

燃煤機組30%THA工況下儲能容量變化的影響見表4。隨著儲能容量的增加,系統內各項投資成本逐漸增加,耦合系統的利潤收益也逐漸增加。從財務評價指標來看:耦合系統的凈現值隨著LAES系統容量的增大而增加,在最大容量處獲得最高值,即8 607.3萬元;動態投資回收期隨著LAES系統容量的增大而減少,在最大容量處獲得最小值,即13.89 a;投資收益率隨著LAES系統容量的增大而增大,在最大容量處獲得最高值,即9.62%。

表4 燃煤機組30%THA工況下儲能容量變化的影響

4.2.2 燃煤機組40%THA工況

當燃煤機組工況為40%THA時,LAES系統容量同樣有最大值。根據仿真結果,LAES系統的最大壓縮耗功為114.7 MW,對應的輸出功率為57.0 MW,LAES系統容量為228 MW·h。選取輸出功率為10.0 MW、20.0 MW、30.0 MW、40.0 MW、50.0 MW、57.0 MW時的LAES系統進行容量分配,具體見表5。與燃煤機組30%THA工況同理,隨著儲能容量的增加,儲能壓縮過程中燃煤機組的凈輸出功率逐漸增加,而膨脹過程中燃煤機組的凈輸出功率逐漸減少。

表5 燃煤機組40%THA工況時不同儲能容量的系統功率

根據所述經濟性計算方法和依據,燃煤機組40%THA工況下儲能容量變化的影響見表6。隨著儲能容量的增加,系統內各項投資成本逐漸增加,耦合系統的利潤也逐漸增加。從財務評價指標來看:耦合系統的凈現值隨著LAES系統容量的增大而增加,在最大容量處獲得最高值,即11 970.6萬元;動態投資回收期隨著LAES系統容量的增大而減少,在最大容量處獲得最小值,即13.40 a;投資收益率隨著LAES系統容量的增大而增大,在最大容量處獲得最高值,即9.90%。

表6 燃煤機組40%THA工況下儲能容量變化的影響

4.2.3 燃煤機組50%THA工況

當燃煤機組工況為50%THA時,LAES系統容量同樣有最大值。根據仿真結果,儲能系統的最大壓縮耗功為140.4 MW,對應的輸出功率為69.8 MW,儲能容量約為279 MW·h。選取輸出功率為10.0 MW、20.0 MW、30.0 MW、40.0 MW、50.0 MW、60.0 MW、69.8 MW時的LAES系統進行容量分配,具體見表7。與燃煤機組30%THA工況同理,隨著儲能容量的增加,儲能壓縮過程中燃煤機組的凈輸出功率逐漸增加,而膨脹過程中燃煤機組的凈輸出功率逐漸減少。

表7 燃煤機組50%THA工況時不同儲能容量的系統功率

根據所述經濟性計算方法和依據,燃煤機組50%THA工況下儲能容量變化的影響見表8。隨著儲能容量的增加,系統內各項投資成本逐漸增加,耦合系統的利潤也逐漸增加。從財務評價指標來看:耦合系統的凈現值隨著LAES系統容量的增大而增加,在最大容量處獲得最高值,即15 327.2萬元;動態投資回收期隨著LAES系統容量的增大而減少,在最大容量處獲得最小值,即13.11 a;投資收益率隨著LAES系統容量的增大而增大,在最大容量處獲得最高值,即10.08%。

表8 燃煤機組50%THA工況下儲能容量變化的影響

4.3 綜合分析

根據上述計算結果,綜合分析不同燃煤機組工況下LAES系統容量變化對各項經濟指標的影響,具體見圖3。在3種工況(30%THA、40%THA、50%THA工況)下,系統的凈現值和投資收益率都隨著儲能容量的增加而提升,動態投資回收期都隨著儲能容量的增加而減少。對于凈現值來說,其數值越大,表示項目的投資獲利能力越好。對于投資收益率來說,其數值越大,表示項目投資的經濟回報越高。而對于動態投資回收期來說,其數值越小,表示項目收回投資的時間越短,項目的投資風險越小。因此,在燃煤機組與LAES系統耦合時,應盡量增加儲能系統的容量,以獲取更好的經濟效益。在同樣的LAES系統容量下,燃煤機組運行工況的負荷率越高,系統的凈現值和投資收益率越高,動態投資回收期越短,系統經濟性越好。因此,在燃煤機組耦合確定容量的儲能系統時,應盡量保持燃煤機組運行在較高的負荷工況,以獲取更好的經濟效益。

(a) 凈現值

為了最大限度地促進電網調峰,以燃煤機組30%THA工況為基準,選取合適容量的LAES系統。對于所述的某670 MW超臨界中間再熱凝汽式汽輪機,可以綜合考慮選擇44.2 MW/176.8 MW·h的LAES系統。此時,該LAES系統的動態投資回收期為13.89 a,投資收益率為9.62%。但燃煤機組的低負荷運行工況不會一直維持在30%THA工況,另外選取40%THA和50%THA工況進行比較,并且以30%THA工況為基準,計算得到的LAES系統各項評價指標及其偏離基準的程度見表9。

表9 與某670 MW燃煤機組耦合的44.2 MW/176.8 MW·h的LAES系統各項評價指標

由表9可得:與某670 MW燃煤機組耦合的44.2 MW/176.8 MW·h LAES系統的往返效率在51%左右。與30%THA工況的基準值(50.18%)相比,40%THA和50%THA工況的往返效率分別提高了1.75%和2.91%。若不與燃煤機組耦合,利用給水/蒸汽進行熱量交換,而是采用常壓水與LAES系統換熱,則在相同的空氣流量下單獨運行的LAES系統的凈輸入功率為88 468.3 kW,凈輸出功率為37 167.5 kW,往返效率為42.01%。相比而言,耦合燃煤機組的LAES系統擁有更高品質換熱介質,其往返效率可以比單獨運行的LAES系統高出大約9個百分點。

另外,耦合44.2 MW/176.8 MW·h LAES系統的投資收益率接近10%,14 a之內可完成投資回收。與30%THA工況的基準值相比,40%THA和50%THA工況的動態投資回收期分別減少了2.09%和3.38%,投資收益率分別增加了1.77%和2.91%。這是因為LAES一般應用于燃煤機組輔助調峰的盈利模式,而在本文中僅考慮了電力交易中的簡單售電收益。在向新型電力系統的轉型過程中,為鼓勵燃煤機組進行靈活性改造,各地政府正在出臺相關政策完善調峰補貼,例如對燃煤機組在超低負荷運行時給予一定的獎勵,或是對儲能系統給予一定的補貼。這部分的額外收益會對系統的經濟性能產生積極影響,進而在一定程度上縮短系統的投資回收期。

對燃煤機組30%THA工況下的44.2 MW/176.8 MW·h LAES系統進行敏感性分析,計算峰谷電價變化對動態投資回收期和投資收益率的影響見圖4。

(a) 動態投資回收期

由圖4可以看出:在同樣的高峰電價下,低谷電價越低,系統的動態投資回收期越短,投資收益率越高;在同樣的低谷電價下,高峰電價越高,動態投資回收期越短,投資收益率越高。因此,該LAES系統在峰谷電價差越大的地區經濟性越好,獲取的收益更多。當高峰電價由1.20元/(kW·h)提升至1.30元/(kW·h),低谷電價由0.30元/(kW·h)降低至0.20元/(kW·h)時,即峰谷電價差由0.90元/(kW·h)提升至1.10元/(kW·h)時,系統的動態投資回收期由22.56 a縮短至10.04 a,投資收益率從6.85%提升到12.79%。

5 結論

(1) 燃煤機組在不同運行工況下,耦合系統的凈現值和投資收益率都隨著儲能容量的增加而提升,動態投資回收期都隨著儲能容量的增加而減少。

(2) 在同樣的儲能容量下,燃煤機組運行工況的負荷率越高,系統的凈現值和投資收益率越高,動態投資回收期越短,系統經濟性越好。

(3) 與某670 MW燃煤機組耦合時,可以綜合考慮選擇44.2 MW/176.8 MW·h的LAES系統。在燃煤機組的3種低負荷(30%THA、40%THA和50%THA)工況下,耦合運行的LAES系統的往返效率在51%左右,比單獨運行的LAES系統高出大約9個百分點。系統的投資收益率接近10%,14 a內可完成投資回收。敏感性分析顯示,峰谷電價差的增大有利于提升系統整體的經濟性。

在本文中,計算并分析了與燃煤機組耦合的液化空氣儲能系統的經濟性,以及峰谷電價變化對經濟指標的敏感性,但僅考慮了電力交易中的簡單售電收益,后續應進行更詳細的研究計算,探討燃煤機組耦合LAES系統的調峰補貼,并且在此基礎上進一步完善耦合燃煤機組的儲能系統參與輔助服務的市場機制,加快推進LAES系統的商業化應用。