主动储能调控在冷热电联供系统中的节能效果

杨启超，李连生

（合肥通用机械研究院，压缩机技术国家重点实验室，安徽 合肥 230031）

大力开发风能、太阳能等可再生能源及分布式能源系统是改善我国能源结构、解决能源与环境问题、实现可持续发展的有效措施之一[1]。储能技术是可再生能源大规模开发利用及分布式供能系统高效运行的关键技术[2-4]。冷热电联供系统主要用于建筑能源领域，而建筑能源需求中的冷电负荷通常随气温的变化而变化，因此冷热电联供系统一般为变工况模式运行。Nuytten等[5]分析了相变储热技术在微型冷热电联供系统中的应用情况。Martinez等[6]研究了储热装置容量大小对冷热电联供系统的影响。Barbieri等[7]对采用不同原动机的冷热电联供系统进行了分析，并评价了蓄热装置容量对系统经济性的影响。Li等[8]研究了采用储热和压缩空气储能的冷热电联供系统。文献[9-10]主要针对联供系统在变工况运行下的热力学性能进行了理论分析。

用户侧的需求变化对联产系统的运行造成很大影响，采用储能技术可以缓解这一供需之间的矛盾。储能在冷热电联供系统中发挥着重要的作用，但研究者更多的是关注采用储能装置的冷热电联供系统的经济性问题，而对具有储能功能的联供系统节能性的研究较少，且结论不具有普遍性。为此，本文在用户负荷特性和燃气轮机变工况运行特性等规律的分析基础之上，对采用主动储能调控方法的冷热电联供系统的节能效果进行计算，并与分产系统和无储能装置的冷热电联供系统进行对比，探讨主动储能调控方法在联供系统的节能效果和影响因素。

1 冷热电联供系统和主动储能调控

储能系统可有效缓解冷热电联供系统中能量供应和用户之间不匹配带来的矛盾。在冷热电联供系统中采用的储能技术主要是考虑如何满足用户侧负荷的需求，是为了平衡供能侧与用户侧之间的负荷而设立的储能系统，常见的是储冷和储热装置，主要目的是“平衡峰谷”，属于被动应对负荷的变化。为应对用户需求，人们更多是关注冷热电联供系统的变工况设计与变工况运行，而实际上动力子系统通常也需要在相对稳定的负荷下运行才会有较好的全工况性能。主动储能调控方法就是考虑储能对动力子系统的调控作用。图1所示为主动储能调控的概念图[11]。通过动力子系统与储能子系统的协调工作，可以确保动力子系统始终在高效率的工况下运行，以获得稳定的动力输出特性，而多出的能量储存于储能装置中。在高峰负荷时，储能装置释放出储存的能量，从而机组不需要超负荷运转。

图1 主动储能调控的概念 Fig.1 Concept of active energy storage and regulation

在图2所示的主动储能调控原理图中，虚线为常规联供系统的动力机组效率和装机容量，实线为采用主动储能调控方法的联供系统的动力机组的效率和装机容量。常规联供系统中，为适应用户侧负荷的变化，动力机组常处于变工况运行状态，其机组平均效率较低。在主动储能调控的联供系统中，由于储能的调控作用，可以在降低装机容量的同时提高机组平均运行效率。因此，主动储能调控的方法一方面可以满足负荷动态变化以平衡负荷峰谷，降低甚至消除由高峰负荷引起的设备容量不足；另一方面又可以改善动力子系统的全工况特性，起到稳定发电工况的作用，实现节能效果。

图2 主动储能调控原理 Fig.2 Principle of active energy storage regulation

2 节能性评价方法

本文采用相对节能率作为系统优劣的评价指标。相对节能率是冷热电联供系统的一次能耗减少量与参考系统一次能耗的比值，其目的在于以实现相同的能力产出为基准，考察联供系统与常规分产系统在输入能源数量上的差异[12]。

式中，fRE表示在相同产出的情况下参考系统的燃料消耗量总和，式(1)进一步可以表示为

式中，fCCHP表示联供系统的燃料消耗量；WCCHP为联供系统的发电量；QCCHP为联供系统的供热量；RCCHP为联供系统的供冷量；eη为公共电网的效率；tη为供热锅炉的效率；COPc为电制冷机的制冷系数。

不同系统集成下冷热电联供系统的节能潜力有较大差别。本文选取的比较对象如下：①常规分产系统；②无储能装置的冷热电联供系统；③主动储能调控的冷热电联供系统。对于常规分产系统，用户电负荷由公共电网提供，冷负荷由常规电压缩制冷机提供。对于冷热电联供系统，用户电负荷则由联供系统的动力设备燃气轮机提供，不足部分由电网提供，燃气轮机的排烟余热用于驱动吸收式制冷机产生冷量供用户使用，或将排烟余热通过热交换器用来提供热量。

在分布式冷热电联供系统的设计过程中，一般采用“以冷（热）定电”的原则，即供能系统满足用户的全部热、冷负荷和部分电力负荷，而电力负荷的供需缺口由电网解决。在系统集成时，对于制冷工况时，考虑到设备利用率的问题，不是仅靠吸收式制冷系统满足要求，而是增加了适量的压缩式制冷系统。

3 案例分析

3.1 用户负荷特性

图3所示为夏季典型日饭店的冷、电负荷需求在不同时刻的变化曲线[13]，以此为例进行联供系统的节能率计算。为简化计算，进行以下基本假设：储能装置为理想储能系统，反映了主动储能调控下最大可能的节能效果；除燃气轮机变工况时采用变工况性能外，其它装置均在额定工况下运行；只考虑用户负荷变化对燃气轮机变工况性能的影响，不考虑如环境温度等因素的影响；不计系统内部的其它损失；计算采用的冷电负荷分别为8100 kW·h和5000 kW·h，其负荷特性如图3所示。

图3 饭店夏季典型日冷电负荷曲线 Fig.3 Typical cooling and power demands of a restaurant

3.2 燃气轮机变工况特性

特定型号燃气轮机变工况特性曲线很难获得，本文燃气轮机变工况采用典型变工况计算方法[14]，计算简单又能反映出燃气轮机的变工况特性。

式中，η为发电效率；N 为功率；f 为燃料量；h为余热量；η0为燃气轮机额定效率；上标“—”为折合参数。

以功率相对值作为自变量，分别以发电效率、燃料消耗量以及可利用余热量的相对值作为应变量，可得到燃气轮机的变工况特性曲线，如图4所示。

图4 燃气轮机变工况特性曲线 Fig.4 Characteristics of gas turbine under variable conditions

4 结果与分析

4.1 变工况运行的联供系统

在无储能装置的联供系统中，为适应用户侧冷负荷的变化需求，燃气轮机处于变工况运行。根据用户的冷负荷特性和大小，选择燃气轮机容量为251.4 kW·h。根据燃气轮机变工况特性计算方法，在典型日内的燃气轮机的全工况运行特性如图5所示。从图5可知，随着用户冷负荷的变化，燃气轮机的余热量相对值、功率相对值、发电效率相对值以及燃料消耗相对值都处于变化状态，但总体来说，由于燃气轮机是在冷负荷相对较高时运行，其全工况效率处于较高的位置。功率相对值的平均值约为 70%，发电效率平均值约为87%。用户冷电负荷的构成分别如图6和图7所示。在冷负荷构成中，由联供系统提供负荷率较高时的冷负荷，而电压缩制冷提供冷负荷率较低时的冷负荷。在联供系统供应冷负荷的同时，所发电力提供给用户，不足部分由电网供给。由于采用电压缩式制冷系统，因此所耗的电力应折合成一次能耗计入分布式冷热电联供系统的总一次能耗之中。在本文计算中电压缩制冷性能系数取5，公共电网效率为32%，针对图6和图7的数据进行分析，联供系统中吸收机提供 68.1%的冷量和 33.9%的电量，所需的一次能源数量为 18244.4 kW·h。而常规分产系统一次能耗计算时，总需的一次能源数量为20687.5 kW·h。因此，相对于分产系统，变工况运行的分布式冷热电联供系统的相对节能率为11.8%。

图5 变工况运行燃气轮机特性 Fig.5 Characteristics of gas turbine under variable working conditions

图6 变工况运行时冷负荷构成 Fig.6 Cooling supply variation under part-load

图7 变工况运行时电负荷构成 Fig.7 Power supply variation under part-load

4.2 两台燃气轮机变工况运行的联供系统

单一原动机对应负荷变化的灵活性通常较差，而采用多套小型系统，这样能够始终保证在同一时间内最多只有一个独立系统处于部分负荷状态，而其它投运的系统均处于满负荷状态，可以有效地改

善整个联供系统的性能。为简化计算，这里根据 图3所示的典型日冷负荷的特征，选定燃气轮机A（GTA）和燃气轮机B（GTB）的容量分别为101.8 kW·h和149.6 kW·h。在负荷率较高的冷负荷时段，GTA始终处于额定工况运行，而GTB则处于变工况运行来进行调节，共同满足用户的冷负荷需求。GTB在变工况运行的发电效率相对值约为79%，低于其额定效率。在 9:00——21:00时段，额定运行的GTA将提供部分冷量；而在12:00——21:00时段由GTA和变工况运行的GTB共同为用户提供冷量；在冷负荷较低的 22:00——8:00时段及余热驱动的吸收机不能提供冷量的时段，由电压缩制冷系统提供用户所需冷量。对于用户电负荷，依据“以冷定电”的原则，除燃气轮机发电提供部分电负荷之外，不足电力从电网购买。电负荷中还包括为提供冷量产生的电压缩制冷系统的耗电。由此可得用户冷、电负荷构成分别如图8和图9所示。根据计算结果，联供系统提供 77.7%的冷量和 40.3%的电量，分别比采用一台燃气轮机时联供系统所提供的冷量和电量提高了 9.6%和 6.4%，一次能源消耗量为17718.9 kW·h，比采用一台燃气轮机的联供系统减少525.5 kW·h。因此可得相对于常规分产系统，两台燃气轮机变工况运行的冷热电联供系统的相对节能率为14.4%，较一台燃气轮机变工况运行时的 节能率数值提高了2.6%。因此采用适当的多个动力装置的集成方法可以进一步提高联供系统的节能率。值得注意的是，由于燃气轮机的发电效率随着其容量的降低其发电效率会随之下降，因此在实际设计计算时应该考虑不同容量燃气轮机发电效率的差异带来的影响。

图8 两台变工况时冷负荷构成 Fig.8 Cooling supply variation under part-load with two primers

图9 两台变工况时电负荷构成 Fig.9 Power supply variation under part-load with two primers

4.3 主动储能调控的联供系统

采用主动储能调控方法的分布式冷热电联供系统，由于储能装置的存在使得燃气轮机具有更高的效率及更佳平稳的工作状态。选定燃气轮机容量为120.5 kW·h，此时联供系统能够满足用户在用电低负荷时段的基本要求，而且又不会产生过多电量而导致浪费。此模式下，燃气轮机在额定工况下稳定运行，不足电力从电网购买。吸收机产生的冷量大于用户冷负荷需求时，则储存起来以供高峰冷负荷使用，从而实现移峰填谷的作用。在相同用户负荷特征下，燃气轮机容量从变工况时的251.4 kW·h降低为120.5 kW·h，显著降低了燃气轮机容量。图10和图11为此系统集成方式下的冷电负荷构成图。在用户冷负荷较低时燃气轮机仍然保持在高效运行状态，此时的排烟余热通过一定的储能装置储存起来，供冷负荷高峰时期使用。通过储能装置的移峰填谷作用，联供系统提供了全部用户所需的冷负荷，同时提供了 57.8%的用户电负荷。为了满足相同的用户负荷所需的一次能耗为16227.7 kW·h，比常规分产系统的一次能耗 20687.5 kW·h降低了 4459.8 kW·h，相对节能率为21.6%。

图10 主动储能调控冷负荷构成 Fig.10 Cooling supply variation under active energy storage and regulation

图11 主动储能调控电负荷构成 Fig.11 Power supply variation under active energy storage and regulation

4.4 相对节能率的影响因素分析

图12为冷热电联供系统在变工况运行、两台燃气轮机变工况运行和主动储能调控时，相对于分产 系统的节能率随着电压缩制冷性能系数的变化规律。从图12可以看出电制冷性能系数越高，则联供系统的节能率越低，其节能优势也越不明显，采用主动储能调控的联供系统的节能率最高，采用一台燃气轮机变工况运行时的相对节能率最低。为反映冷电比的影响，根据相同的用户负荷特征，调整了冷电比的大小。对于特定的运行方式，如变工况运行时，冷电比的大小也会对节能效果产生一定的影响，如图 13所示，在冷电比为 1.6时，电压缩制冷系统 相对于分产系统的节能率从 32.6%降低到 21.6%。系统的COP从3增大到5时，主动储能调控的联供在冷电比下降为1时，此时带储能装置的系统相对无储能装置的相对节能率从23.2%下降到14.7%。

图12 不同运行方式对相对节能率的影响 Fig.12 Effect of system integration on relative energy saving ratio

图13 冷电比对相对节能率的影响 Fig.13 Effect of cooling and power ratio on relative energy saving ratio

从上述的计算结果可以看出，主动储能调控方法一方面可有效地通过移峰填谷平衡用户负荷；另一方面可以使得燃气轮机始终保持高效稳定的运行状态，实现动力机组全工况性能的改善。同时相比于无储能的联供系统，降低了燃气轮机的装机容量，提高了冷热电联供系统的能源利用水平，因此可以认为是分布式冷热电联供系统高效集成和强化节能的重要手段之一。

5 结 论

主动储能调控方法在满足用户负荷需求的同时，降低了系统的装机容量，改善了动力系统的全工况性能，能够实现移峰填谷和增效节能的作用。对主动储能调控的联供系统以及无储能的供能系统在饭店类型夏季冷电并供时的节能效果进行分析计算。研究结果表明，与常规分产系统相比，无储能装置的联供系统的相对节能率为 11.8%，主动储能调控的联供系统的相对节能率为 21.6%。同时，相对节能率的大小受电压缩制冷系统性能系数和用户负荷冷电比的影响，性能系数越高则相对节能率越低，冷电比越高，联供系统相对节能率越高。计算结果验证了主动储能调控方式对冷热电联供系统平衡负荷和增效节能的有效性和可行性，为进一步深化主动储能调控在联供系统中的作用提供参考。

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