燃煤发电-物理储热耦合技术研究进展与系统调峰能力分析

周 科，李银龙，李明皓，鲁晓宇，杨 冬

(1.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054;2.西安交通大学 动力工程多相流国家重点实验室，陕西 西安 710049)

0 引 言

近年来，风电、光伏等可再生能源装机总量持续增长，与此同时，可再生能源与火电能源之间相互冲击逐渐显现，可再生能源的消纳成为突出问题[1]。我国“三北”地区热电联产供热机组装机容量已经超过火电总装机容量的30%[2]。为保证供热需求，在供热期，热电联产机组需采取“以热定电”运行方式，造成机组调峰能力不足、灵活运行能力较差，从而出现冬季供暖期可再生能源的弃能问题[3-6]。燃煤发电-储热耦合技术在不影响供热的前提下实现一定程度上的热电解耦，提高机组的调峰能力，从而增加可再生能源的消纳空间。储热技术在热负荷低谷时将系统多余的热量储存起来，热高峰时释放，有效满足热需求，同时可根据外界热负荷的波动及时调节系统供热量[7]。文献[8]指出储热装置在丹麦、芬兰等欧洲国家广泛应用，是提高热电联产机组调峰能力的有效手段之一。

提升电力系统灵活性是新型电力系统需解决的核心问题[9]。燃煤发电仍是我国的主力调峰电源，未来几年机组深度调峰与低负荷运行将常态化[10-11]，然而传统火电自身调峰能力差，且负荷响应迟滞，燃煤机组的灵活性改造是解决火电与新能源发展之间冲突的重要举措。燃煤发电-储热耦合技术是实现机组灵活改造的主要途径，2016年国家能源局推进的22个火电机组灵活性改造试点项目中，储热技术占比达到65%[12]。文献[13]指出在风力发电占芬兰总发电量24%的情况下，采用经济上最优的蓄热方式可以将热电联产机组产量提高15%。BENALCAZAR等[14]提出一种混合整数线性规划方法解决燃煤机组与储热系统的运行规划问题，该方法考虑了系统运行成本、热负荷与电厂收入。闫百涛等[15]提出利用混凝土储热模块与燃煤发电系统耦合可以提高能源利用效率、增强火力发电调峰能力以及缓解电网调度压力。LI等[16]对600 MW超临界燃煤机组热力系统中相变储热装置在3种储热策略和2种放热策略下耦合系统的调峰能力进行了模拟研究。GARBRECHT 等[17]提出利用高、低温两级熔盐储罐存储2种温度等级能量，适应不用工况下的电力需求，系统具有更高灵活调节能力。庞力平等[18]模拟研究了额定工况时高温熔盐储能系统储热和放热过程对二次再热机组锅炉和汽轮机负荷的响应特性及系统的热力性能变化。燃煤机组耦合储热技术在国内外关注度较高，该技术不仅可以提升燃煤机组的调峰容量，提高电网对可再生能源的消纳能力，同时在提升电厂服务水平以及电厂经济效益方面成效显著。

燃煤发电-储热耦合技术是提升燃煤机组调峰能力的重要技术之一。针对燃煤发电-储热耦合技术，论述了可应用于燃煤机组的3种物理储热技术：热水储热、相变填充床储热与熔盐储热技术，分析3种物理储热技术的特点，总结了近10 a三种储热技术的研究现状与常用于评价储热装置的热力性能指标。在此基础上，分析燃煤发电-物理储热耦合系统调峰能力及其影响因素，建立耦合系统的调峰能力计算模型，提出耦合系统合理运行机制。建立评价耦合系统的热力性能指标，为燃煤发电-物理储热耦合系统的研究提供参考；构建含耦合系统的电热综合调度模型，为电力系统运行规划提供决策工具。

1 储热技术

借助储热技术实现热电解耦，是提升燃煤机组调峰能力最经济可行的技术路线[19-20]。储热装置内部的热量可以在不同温度、地点、容量需求时放出，解决能源分配与使用的不匹配问题。对于纯凝机组，当电量需求较少时，更多抽汽的热量存储于储热装置中；当电量需求较大时，利用存储的热量满足发电热需求，提高电能产量。对于抽汽式机组，当用电需求低而热需求高时，可以排出储能装置内的热量，减小机组发电量；当用电需求高而热需求低时，可通过向储能装置存储热量，增加机组发电量。储热技术的类型较多，按物理技术可分为显热储热、潜热储热[21-22]；按内部压力可分为定压、变压储热[23]；按负荷可分为部分负荷和全负荷蓄热[24]。在实际应用中，常采用多种储热方式相互耦合达到高效节能的目的。

1.1 热水储热技术

热水储热技术是利用储热介质显热的一种储热技术。利用工质显热的储热技术具有稳定、响应较快、投资较低等优点。固体储热也是利用显热的储热技术，目前鹅卵石、沙子、混凝土、砾石等介质被广泛应用于太阳能、工业余热、风电供热、建筑节能等领域。固体储热克服了化学储热的不稳定性与工作温度限制，运行压力接近常压。OLIVKAR等[25]研究了不同固体储热介质对太阳能加热器热力性能的影响，结果表明利用沙子与颗粒碳混合物为储热介质的系统热效率最高，而水泥最低。FARZAN等[26]研究了沥青作为储热介质的太阳能空气加热器的热力性能，结果表明热力性能的提升较明显。固体储热目前在光电产业应用较多且容量较小，而在燃煤发电的大容量机组上应用较少。固体储热系统与热水储热系统相比运行方式较为复杂，同时对装置的结构稳定性要求较高，另外考虑到经济性、运行维护等方面，热水储热系统更受欢迎。显热储热技术的灵活性与技术参数见表1。SALMAN等[27]给出了显热储热技术的灵活性与技术参数。储热罐最初采用双罐形式，后被单罐形式取代。单罐形式利用温差自然分层即斜温层，同时存储冷热介质，显著降低工质用量，占地面积小且设备造价低，受到广泛关注。国内外学者对储热罐的基本原理、结构优化、工程应用以及运行策略等方面进行了大量研究，同时在燃煤机组-热水储热耦合技术方面做了大量工作。

表1 显热储热技术的灵活性与技术参数

在储热罐的基本原理和结构优化方面，刘璇等[28]研究了罐体容积相等时不同高径比下斜温层厚度的变化，结果表明最佳高径比在1.58～1.88。戈志华等[29]分析了储水罐中布水器的开孔数、开孔直径、罐体高径比等结构参数对斜温层厚度的影响，研究表明，斜温层厚度与孔口流速有一定的耦合关系。RAHMAN等[30]提出可用于分布式发电模拟的分层储水罐模型，模型可确定分布式发电系统的储热罐尺寸和配置，并准确预测耦合系统中储热罐的吸热量和放热量。DOGAN等[31]研究了罐内布置的障碍物类型与位置对斜温层的影响，结果表明障碍物具有热屏障的作用同时促进流动，有效促进了罐内的热分层。ABDELHAK等[32]研究了水平与竖直布置的储热罐结构对斜温层的影响，结果表明水平结构的储热罐易发生环形流或涡流现象。YANG等[33]研究了静态运行方式时不同水箱形状对热能力和热分层的影响，研究表明球罐和桶形水箱最适合储热，圆筒形水箱最不适合储热。不同形状的热分层是由水箱底部的流量和由流体到环境的热传递决定。

在储水罐运行策略优化方面，王小惠等[34]对储热罐放热、散热及连续储、放热工况下斜温层的储热性能开展数值模拟研究，结果表明斜温层的相对增长率受斜温层初始厚度和位置影响，斜温层的厚度随循环次数的增加不断增长，储热罐的有效利用率不断降低。苏雪刚等[35]通过Fluent软件模拟储热罐蓄放热过程中斜温层的变化规律，研究了热水蓄热罐系统布置方式。于浩[36]利用数值模拟对储热罐内温度场和速度场进行了研究，计算了在不同入口流速下罐内温度场和速度场的分布，同时比较了不同工况下罐内斜温层的特性。

综上可知，国内外学者对储热罐结构进行了大量研究，研究重点多集中于储热罐中的斜温层分布情况、蓄放热过程中斜温层的变化规律。实际上在不同因素的影响下，罐内的流动均匀性对斜温层的分布影响较大，因此可以从储热罐储放热过程中罐内温度场、速度场等方面综合观察斜温层的变化，提高储热装置的储放热效率。同时储热装置在循环过程中的储放热效率是系统运行中需关注的问题，研究表明随着循环次数增加，储放热效率不断降低，因此如何提升储热装置循环过程中的效率是关键。

1.2 相变填充床储热技术

填充床储热技术是利用储热介质潜热的一种储热技术。对于热电厂的中低温储热装置，由于水的灵活性更适合直接用于供热。尽管单罐蓄热技术已经发展成熟，并已在一些太阳能电厂和热电联产电厂中大规模应用，但与潜热蓄热相比，其储能密度仍有限。因此，相变储热技术受到较多关注[37-38]。为避免相变材料(Phase Change Materials,PCM)泄漏并克服大多数相变材料导热系数低的缺点，PCM必须包含在其他导热系数高的材料中，如不锈钢和铝。在储热装置中常使用的方法可分为2类：使用PCM模块[39-40]和封装PCM填充床[41-42]。SUN等[41]在水箱中使用有机PCM PK6填充床，研究发现PCM填充床在储热过程中没有增强斜温层，但能促进放热过程中斜温层保持稳定。YANG等[43]对多层型填充床蓄热器和单型填充床的热力性能进行比较，发现多层型填充床的相变材料融化较早，出水温度相对较高。

目前，在储热罐中添加相变材料的研究比较有限，多采取数值模拟的形式，涉及的2个主要问题至今仍未解决；① PCM填充床是否改善斜温层仍然存在异议。这种差异可能源于试验或计算条件的差异，如PCM胶囊的直径(导致填充床孔隙率和传热表面的差异)，储热罐的几何结构与传热流体流速(导致传热流体雷诺数和填充床区域传热时间的差异)之间的关系，PCM胶囊(包括PCM和外壳材料)的热物理性质。上述因素可能影响传热流体与PCM之间的传热，从而导致斜温层性能变化。② 先前研究多为储热罐小部分空间设置PCM填充床，可能考虑大规模PCM填充床增设是否会影响斜温层性能或使投资急剧增长。然而，为了提高热电厂储热罐的调节能力，需尽可能提高储热罐的储能密度。

表2 热水储热罐与PCM储热罐的性能比较[48]

续表

研究表明，相变填充床储热技术研究广泛，近10 a，研究多集中于相变填充床储热技术的相变材料选用、相变材料的布置形式、相变材料与传热流体之间的传热、填充床布置位置、填充床储热设备的蓄放热性能等方面。与热水储热技术相同的是，储热罐内的斜温层是评价装置热力性能的一项重要指标。相变填充床储热技术虽储存储能密度较大，但由于填充床的存在，其斜温层性能不及热水储热罐。装置内的斜温层性能与储能密度改变时，储热装置的热力性能存在最优值。目前研究均集中于单一参数的变化，应关注最优值。同时，由于填充床的存在，传热流体的速率影响传热性能，因此初始阶段储热和循环过程中，传热流体与相变填充床之间的热量交换效率是关键，影响相变填充床储热装置的设计与高效运行。

1.3 熔盐储热技术

熔盐储热技术是一种利用显热与潜热的储热技术。与前2种储热技术区别在于，熔盐储热技术被广泛应用于高温储能领域。大型燃煤机组用于推动汽轮机做功的蒸气温度在540～600 ℃，高温熔盐储热技术能较好地匹配这一温度参数[50]，熔盐作为传热和储热介质，具有高比热容、高能量密度、高热稳定温度等优点[51]，目前常见的熔盐储热介质有碳酸盐、氯化物、氟化物、硝酸盐等。硝酸盐由于热稳定性高、腐蚀性低最适合作为熔盐储能介质。多元混合硝酸盐已成功应用于太阳能光热发电技术中，如二元共晶硝酸盐(60% NaNO3-40% KNO3)，熔点约221 ℃，高温热稳定性可达565℃。三元共晶硝酸熔盐(53% KNO3-7% NaNO3-40% NaNO2)，熔点约142 ℃，在454 ℃时具有较好的热稳定性。近年来以三元氯化盐为代表的高温熔盐成为新趋势，同时开发低熔点、稳定性好、腐蚀性低、温度区间大、投资低的熔盐体系也是重要途经。该技术能实现大规模储热和放热，非常适合应用于燃煤机组储热。同时考虑到非采暖期时的热电联产机组与纯凝机组的深度调峰需求，熔盐储热技术逐渐受到关注。光热电站熔盐储热系统的商业示范运行验证了该技术的可靠性、安全性和经济性[52]。

关于熔盐系统结构优化设计、熔盐系统传热机理以及高温熔盐系统运行过程中面临的热损失问题研究较多。时华等[53]考虑到熔盐罐在初次投入使用或长时间停机后投运时可能出现的熔盐凝固和冻堵事故[54]，搭建了1 MWth中试太阳能热发电系统(图1)，对熔盐储罐预热过程温度场的变化进行了试验和数值模拟研究。目前在预热方面的研究还较少，高效的预热方式能缩短熔盐储热罐的投运时间，提升储热系统的效率。ELSIHY等[55]对熔盐填充床系统与纯熔盐系统的斜温层特性进行比较，结果表明熔盐填充床储罐的斜温层厚度高于纯熔盐储罐，而纯熔盐储罐的热分层效果更好。TORRAS等[56]采用并行模块化面向对象的方法对熔盐储罐的性能进行了数值模拟研究，主要包括罐壁、保温材料、罐基、熔盐介质等因素。ZHANG等[57]提出了单罐熔盐系统入口速度与放热时间、熔盐平均温度之间的关系式，为单罐熔盐系统的设计提供指导。YIN等[58]发现多孔填充床的蓄热效率略低于纯熔盐温跃层蓄热。文献[59-61]在罐体几何尺寸、保温层厚度、罐内温度对熔盐储罐热损失的影响进行了数值模拟研究。WAN等[62]建立了一种耦合热性能评估模型，用于评估熔盐储罐的热损失和温度分布，同时研究了熔盐储罐在不同工况下的力学性能，除应用于太阳能发电领域外，在中高温领域也有广泛应用。与其他方式相比，熔盐储热供热具有安全可靠、节能环保、控温精确等优势[63]。

目前，熔盐储热技术在燃煤机组深度调峰方面少有应用，2021年10月，江苏国信子公司靖江发电厂首次将熔盐储能技术用于电厂侧的调频调峰。目前学者们针对燃煤机组-熔盐储热耦合系统方案进行了大量研究，旨在寻找高效、灵活的燃煤-熔盐储热耦合方案。李峻等[64]提出在传统“锅炉-汽机”热力系统中嵌入大容量高温熔盐储热系统的灵活性改造方案，如图2所示。研究表明该方案不仅能极大提高深度调峰能力，还能促进火电厂转型升级。王辉等[65]提出了应用于火电机组深度调峰的百兆瓦级熔盐储能技术，并对耦合系统的各模块进行了理论计算，结果表明，系统综合效率达77.8%，在大规模储能领域应用前景广阔。时正海等[66]公开一种锅炉高温烟气熔盐储热装置及其工作方法，利用锅炉高温烟气加热熔盐储热，实现火电机组灵活调峰。总体来看，国内学者近3 a中提出了多种燃煤-熔盐储能耦合方案，由于熔盐储能系统对换热工质温度的要求较高，因此储能系统在燃煤机组内热量提取位置对耦合系统的运行效率非常重要。目前常见的储热策略中，热量提取位置多在主蒸气与再热蒸气管路，而在放热策略中，热量的放出位置多在除氧器与给水泵出口。在耦合系统中，熔盐储能系统的运行策略与蓄热容量也是影响耦合系统运行效率的重要指标。

图1 1 MWth中试太阳能热发电系统Fig.1 1 MWth pilot solar thermal power system

图2 嵌入高温熔盐储热系统的火电机组工艺Fig.2 Process of the thermal power unit embedded in high temperature molten salt heat storage system

熔盐储热技术广泛应用于高温储热领域，对熔盐储热装置而言，装置预热研究较少，高效的预热方式可提升储热装置的效率，并减小热冲击。熔盐储能装置的斜温层性能是判断热力性能的重要指标，因此在提升斜温层性能方面，3种储热技术类似。熔盐储热还面临高温装置的热损失问题，因此目前在减小热损失或热损失利用方面研究较少。近2 a，熔盐储热技术在我国燃煤机组的应用研究越来越多，但研究多停留于模拟阶段，技术尚未成熟。该储热系统在燃煤机组的取热位置、取热方式、放热方式等问题还需进一步探索。

2 储热装置的性能评价指标

储热技术是提高能源利用效率、提升燃煤机组深度调峰能力与能源系统稳定供应的重要技术。针对储热装置的性能评价相关参数研究较多[67-74]。一些无量纲参数(无量纲温度、分层数和理查森数)能够表示储热罐中的分层情况。本节总结了评价储能装置性能的一些参数，并对储能装置的热力性能进行评价，从而选择高效的蓄能方式与运行方式。

2.1 蓄放热功率

储热装置的蓄放热功率指单位时间内储能装置能够蓄积的热量与放出的热量，计算公式为

Pc=(tin-tout)cp,wqvρw，

(1)

Pd=(tout-tin)cp,wqvρw，

(2)

式中，Pc、Pd分别为储热装置的蓄热、放热功率，kW；tin、tout分别为传热流体进口、出口温度，℃；cp,w为传热流体的比热容，kJ/(kg·K)；qv为流体体积流量，m3/s;ρw为流体密度，kg/m3。

2.2 无量纲温度

无量纲温度包括无量纲储热截止温度与无量纲放热截止温度。这2个参数在0～1，较大的值代表更高的储、放热程度，计算公式为

(3)

(4)

2.3 Richardson数

Richardson数Ri为浮升力与混合力之比，用于评价储热罐内的分层情况，计算公式为

(5)

(6)

其中，g为重力加速度，m/s2；β为热膨胀系数；H为储热罐的高度，m；Tt、Tb为储热罐内的顶部与底部温度，℃；vs为斜温层处工质平均速度，m/s;Q为放热流量，m3/s；rs为斜温层半径，m。Richardson数较小时代表储热罐内混合程度较高，较大时代表分层程度较高。

2.4 蓄放热效率

蓄放热效率用来描述不同工况时蓄放热的利用率，根据热力学第一定律，η为每次蓄放热过程中储存/释放的实际热量与储热罐理论蓄热容量的比值(式(7))。Etotal的计算公式为式(8)～(11)，涉及相变材料与包括相变材料的外壳时，由公式(10)、(11)可计算得到对应储存的热能。

(7)

其中，τend为蓄放热截止时间，s；τ为时间，s；Tin、Tout为储热罐进出口温度，℃；Etotal为储热罐理论蓄热容量，kW。当循环过程中进出口温度与初始时刻的值相差3 ℃时认为蓄放热截止。

Etotal=Ew+EPCM+Ess，

(8)

Ew=Mwcp,w(Tc,in-Td,in)，

(9)

EPCM=MPCM[cp,s(Tp,s-Td,in)+Δh+cp,L(Tc,in-Tp,L)]，

(10)

Ess=Msscp,ss(Tc,in-Td,in)，

(11)

式中，Ew为传热流体储存的热量，kW；EPCM为相变材料储存的热量，kW；Ess为包裹相变材料的外壳储存的热量，kW；Mw为储热罐内传热流体质量，kg/s；MPCM为储热罐内相变材料质量，kg/s；cp,s为相变材料固相比热容，kJ/kg；Tp,s为固体相变温度，℃；cp,L为相变材料液相比热容，kJ/kg；Tp,L为液体相变温度，℃；Δh为相变材料熔融热，kJ/kg；Mss为储热罐内包裹相变材料的外壳质量，kg；cp,ss为包裹相变材料外壳比热容，kJ/kg。

总体而言，利用蓄放热功率、无量纲温度、Richardson数、蓄放热效率4个参数能够对储热装置的性能进行评价。涉及相变材料时，蓄放热效率的计算包括材料相变过程中的能量变化。这些参数不仅评价了储热装置的性能，更为储热装置的运行条件与运行方式提供指导。在工程应用中，应结合实际运行情况规划储能系统的优化运行方案。

3 耦合系统调峰能力与评价指标

燃煤发电-储热耦合技术在燃煤机组中设置储热装置实现热电解耦，深度挖掘燃煤机组的调峰能力，为太阳能、风能等可再生能源提供消纳空间，实现新能源与燃煤发电机组的协调运行。基于常用燃煤机组的储热技术特点，需对燃煤发电-储热耦合系统的调峰容量、调峰裕度以及影响调峰能力的因素进行研究[4]。建立评价耦合系统的热力性能指标[12]。

3.1 配置储热后机组调峰能力分析

由于我国抽汽式机组装机容量较大，本节以抽汽式机组为例进行阐述。储热前的机组配置采取“以热定电”的运行方式，图3为抽汽式热电机组的电热特性，即机组发电功率与供热功率间的关联耦合关系。储热前机组运行区间为ABCDA所围区间，电热特性为式(12)。储热后机组的运行区间为AGIJLA所围区间，电热特性为式(13)。可知储热后机组最大供热功率由hT,max增加至hT,max+hfmax。对于某个供热水平h，机组由储热前PF～PE的调峰区间增加至PM～PH的调峰区间，储热装置补偿了供热不足或供热剩余的部分，从而提升了机组的调峰能力。

图3 配置储热前后机组电热特性Fig.3 Electricity-heat relationship for extraction unit with heat accumulator

配置储热前机组的电热特性：

(12)

配置储热后机组的电热特性：

(13)

式中，cm为背压曲线的斜率，可认为是常数；cv1、cv2分别为最大、最小电出力时进汽量不变时抽取单位供热热量下发电功率的减小量；K为常数；hmed为机组发电功率最小时的汽轮机供热功率；hT,max为机组的最大供热出力；hfmax为配置储热装置后供热功率的提升值；Pmin、Pmax分别为储热前抽汽式机组在纯凝工况下最小、最大电功率；PL为储热后抽汽式机组在纯凝工况下最小电功率；P为电功率；h为供热出力。

根据机组的电热特性，制定合理的灵活运行机制。由于电热特性，储存热量在低谷时段获得的可再生能源接纳空间大于尖峰时段，因此储热量有限时，优先补偿低谷时段。同理，机组在尖峰段蓄热、低谷段放热，此时获得的可再生能源接纳空间量大于因尖峰蓄热最大出力减小而导致的接纳空间减少量。因此平时段蓄热不足时，可采用在尖峰段蓄热。依据这一理论，在不同蓄热情况时可采用图4的运行策略。

张倩男[75]依据这一策略计算我国不同容量供热机组的调峰能力，结果表明储热后调峰容量明显高于储热前。

在适用于燃煤发电机组的3种储热技术中，热水储热技术以稳定、响应快、投资低的优势在热电联产机组中得到广泛应用，但热水储热能量密度低、斜温层稳定性较差限制其在大容量燃煤机组上的应用。相变填充床储热技术虽然相对热水储热技术增大了能量密度，但斜温层性能下降且在小流量时更能体现热力性能的优点，因此相变填充床更适用于小型供热机组。熔盐储热技术能量密度和热稳定性更高，特别适用于燃煤机组的高温领域，不仅可应用于热电联产机组，也可在纯凝机组调峰领域发挥优势，因此将熔盐储热技术应用于燃煤发电机组深度调峰正成为新的研究趋势。

燃煤发电-储热耦合技术利用储热装置补偿供热不足或储存多余热量，实现热电解耦，提升燃煤机组的调峰能力。通过储热前后的燃煤机组电热特性计算模型，定量计算出储热后燃煤机组的调峰容量。根据燃煤机组的电热特性与储能装置的储热能力，结合机组承担负荷变化的特点，制定燃煤机组的运行机制。依据这一理论，开发出一套包含燃煤机组调峰模块、储能装置优化运行模块与耦合系统的优化运行机制决策模块的软件，对燃煤发电-耦合系统在实际的工程应用中具有重要意义。

3.2 燃煤发电-储热耦合系统评价指标

耦合系统的评价指标主要包括储热过程、放热过程与全过程的热效率、系统调峰容量与调峰裕度[10]。

1)系统热效率：

(14)

(15)

(16)

式中，ηc、ηf、η分别为储热、放热和全过程系统热效率，%；t1、t2分别为储能过程起止时刻，s；t3、t4分别为放热过程起止时刻，s；Pc,t、Pf,t分别为t时刻储热、放热过程系统电功率，kW；Qc,t、Qf,t分别为t时刻储热负荷和放热负荷，kW；Qb1,t、Qb2,t分别为t时刻储热、放热过程火电厂锅炉输出热负荷，kW；ηb,t为t时刻锅炉效率，%。

2)调峰容量和调峰裕度：

(17)

(18)

ΔPt=ΔPc,t+ΔPf,t;ξt=ξc,t+ξf,t，

(19)

式中，ΔPc,t、ΔPf,t、ΔPt分别为t时刻储热、放热与全过程系统增加的调峰容量，kW；Pc,t、Pf,t分别为储热、放热过程系统输出电功率，kW，P0、Pe分别为中间负荷、额定工况输出电功率，kW；ξc,t、ξf,t、ξt分别为t时刻储热、放热与全过程耦合系统增加的调峰裕度，%。

依据热效率、调峰容量与调峰裕度指标对燃煤发电-耦合系统性能进行评价。系统运行过程中，储放热过程交替进行，也存在不储热、不放热的过程。因此对于系统运行过程中评价指标的计算方法应尽可能准确。

3.3 含耦合系统的电热综合调度模型

燃煤发电-储热耦合系统旨在提升燃煤机组的调峰能力，使得电网为风电、光电等可再生能源提供更多的消纳空间。但由于我国电力市场处于集中调度环境下，没有实时电价的引导[76]，要充分利用燃煤发电-储热耦合系统消纳可再生能源的收益，需要建立含耦合系统的电热综合调度模型，从系统层面实现最优经济运行。综合系统调度模型包括目标函数与调度约束。

学者们从多个角度建立了综合系统的目标函数。崔杨等[77]构建了以降低硫硝排放为目标的含储热热电联产机组与风电联合调度的目标函数，同时在目标函数中考虑了系统的运行与维护成本。李守东等[78]建立了以风电消纳量最大和系统运行成本最低为目标的电热联合系统调度的目标函数。戴远航等[79]提出了以不同风电场景下联合系统的收益期望为目标函数的风电-热电联产联合运行调度模型。文献[80]引入分时电价机制同时考虑了弃风惩罚费用，建立了以热电厂和风电场总收益为目标函数的系统调度模型。

综合系统调度模型中的调度约束包括系统约束、机组约束，储热方式的调度约束[81-82]。其中系统约束包括电力平衡约束、供热约束、可再生能源出力约束(这里以风电为例)(式(20)～(22))。机组约束包括机组的电功率约束、热功率约束、爬坡速度约束(式(23)～(25))。储热方式的约束包括储热装置的蓄、放热能力约束、容量约束(式(26)～(27))。

1)电力平衡约束：

(20)

2)供热约束：

(21)

3)风电出力约束：

(22)

4)机组电功率约束：

(23)

式中，Pmin,i、Pmax,i分别为机组i最小、最大电功率；Ki为常数。

5)机组热功率约束：

(24)

式中，hmax,i为机组热功率最大值。

6)机组爬坡速率约束：

(25)

式中，Pup,i、Pdown,i为机组向上、向下爬坡速度约束。

7)储热装置的蓄放热能力约束：

(26)

8)储热装置的容量约束：

(27)

式中，Ph,max为储热装置的容量。

在系统约束条件上，加入系统某一指标为目标函数，共同构成系统综合调度模型。在电热综合调度模型中，燃煤机组与储热装置的计算模型较准确，但风电等可再生能源的预测功率不准确，这归因于可再生能源的不确定性。预测误差与储热系统的利用效率密切相关，针对特性地域的风电预测模型应经过多场景验证，逐步优化，尽可能减小预测误差。以综合模型作为调度系统合理安排配置储热后系统运行规划的决策工具，达到提升综合系统、消纳可再生能源水平及移峰填谷的目标，对构建新型电力系统具有重要意义。

4 结语与展望

可再生能源的发展为占据我国主要电力供应的燃煤机组调节能力带来了挑战。燃煤机组深度调峰是解决新能源与传统能源之间矛盾的主要措施。储能技术利用其对热能的灵活性存储，最大化提高能源利用率。燃煤-储能耦合技术通过热电解耦，提升燃煤机组的调峰能力与灵活运行特性，为新能源上网提供空间。燃煤发电机组仍是我国电力供应的主要来源，燃煤发电-储热耦合技术在可再生能源快速发展的背景下有广阔的发展潜力，未来耦合技术发展可从以下4方面进行：

1)提升热水储热装置循环运行过程中的热力性能。研究表明，随循环次数的增加，热水储热装置的储放热效率不断降低，斜温层性能逐渐下降，因此可以进行热水储热装置的结构优化，加强循环运行过程中的斜温层研究。

2)提升相变填充床储热装置运行过程中的斜温层性能。由于填充床的存在，虽提升了储能密度，但斜温层性能弱于热水储热，因此需在2者之间平衡，既保证较高的储能密度，同时兼顾较好的斜温层性能。

3)熔盐储热技术在我国燃煤发电机组中目前还未实际应用，研究多停留于数值模拟阶段。熔盐储热系统在燃煤发电机组中的取热位置、取热方式、放热位置还需进一步研究，旨在得到耦合系统高效的运行方式。

4)电热综合调度模型中风电等可再生能源的预测模型需进一步完善。可再生能源存在不确定性，预测误差对储热系统的运行方式影响较大。因此不同地域的可再生能源电功率预测模型应经过多场景验证，减小预测误差，从而提升耦合系统运行效率。