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提高燃煤电厂在碳中和背景下的灵活性和能源效率，本研究提出融合压缩空气储能（CAES）与熔盐热储能（MSHS）的多能互补系统，采用高温蒸汽加热替代传统电加热，通过两阶段串联换热器优化热回收，并创新性引入热力学效率韧性指数（TERI）综合评估系统性能。相比基准运行，系统使热效率提升12.68-22.43 kJ/kWh，煤耗降低0.43-0.77 g/kWh，同时增强调峰深度0.36%和最大出力1.099 MW， techno-economic analysis显示日调峰收益186,400元，静态回收期5.8-6.5年。
张鹤波|于达仁|刘金福
哈尔滨工业大学能源科学与工程学院，中国黑龙江省哈尔滨市150001
摘要
在碳中和和可再生能源大规模整合的背景下，提高燃煤电厂的灵活性和能源效率已成为一个关键的研究课题。本研究以一座600兆瓦的燃煤电厂为例，提出了一种结合压缩空气储能和熔盐热储能的多能源互补系统。该方案用高温蒸汽加热替代了传统的电加热方式。在充电过程中，采用了一个由熔盐-空气和水-空气单元组成的两级串联换热器系统；在放电过程中，采用了一种混合加热方案，包括高温熔盐储罐、中温储罐和涡轮蒸汽抽取装置。这种配置最大限度地利用了压缩过程中的热量，并实现了能量的级联利用。通过五个指标来评估该系统的性能：热效率、煤耗率、熵效率、热力学韧性指数和往返效率。与基线运行相比，该系统的热效率降低了12.68千焦/千瓦时（充电时）和22.43千焦/千瓦时（放电时），煤耗分别减少了0.43克/千瓦时和0.77克/千瓦时。熵效率提高了0.60%（充电时）和0.32%（放电时）。在灵活性方面，该方案使削峰深度增加了0.36%，最大输出功率增加了1.099兆瓦，并提高了热力学韧性指数（TERI）0.026。此外，该系统的往返效率达到了62.8%，优于传统的压缩空气储能系统。经济分析表明，该系统每天可带来186,400元的削峰收益，静态回收期约为5.8至6.5年。本研究为电力行业的低碳转型提供了一条可行的技术经济路径。
引言
人为碳排放是全球温室效应的主要驱动力。地球已经经历了许多负面后果，包括气候变化加剧、生态失衡和环境污染[1]。电力行业仍然是国家碳排放的最大来源[2]，占总排放量的40%以上，而且总体排放量仍在持续上升。为了实现碳中和目标，电力公司正在加速电网的低碳转型[3]。在碳中和和全球变暖的背景下，可再生能源的地位前所未有地重要，许多国家承诺在未来十年内扩大可再生能源的装机容量，逐步替代燃煤发电。国际能源署预测，到2040年，可再生能源的发电量将与燃煤和燃气发电量相当。根据当前的国家政策，预计可再生能源将提供大约三分之二的新装机容量，其中风能和太阳能的贡献超过60%。然而，可再生能源的固有变异性和随机性[4]在并网后可能会影响运行安全和电力质量[5]，从而给现有电力系统带来重大挑战[6]。
鉴于间歇性可再生能源的渗透率不断提高，提高热力发电系统的运行灵活性是维持电网稳定性的迫切要求。作为主要的灵活调节资源，燃煤电厂拥有较大的装机容量和调节输出的潜力。然而，联合供热和发电（CHP）单元的灵活性尤其有限，因为它们通常受到严格的“热电耦合”（按热量顺序供电）的限制。在冬季，高供暖需求迫使CHP单元保持高电力输出，严重限制了它们吸收风能的能力。为了提高灵活性，已经研究了多种传统方法，如锅炉低负荷燃烧稳定性、冷凝水节流和高压加热器旁路策略[7]、[8]。然而，这些纯热侧调整往往存在调节范围有限、响应时间长或效率损失的问题。因此，将热能储存（TES）与燃煤单元结合使用成为一种更优的策略，以分离热能和电力生产。在这方面，许多学者进行了协调研究，利用储能来提高灵活性。
在本研究中，许多学者进行了协调研究，利用储能来提高灵活性。现有研究广泛探讨了各种储能技术的整合，包括热能储存（TES）、压缩空气储能（CAES）和熔盐热储存（MSHS）。表1总结了现有技术的发展现状，强调了系统配置、关键策略和存在的局限性。
如表1所示，虽然单一技术的耦合已经取得了进展，但它们通常在容量和效率之间面临权衡。最近结合CAES和MSHS的混合系统[23]、[24]在克服这些瓶颈方面显示出潜力。然而，仍存在一些关键问题：
加热策略效率低下：当前的混合设计通常使用电加热器来提高熔盐温度[23]。将高质量电能转换为热能会导致显著的熵损失，削弱了系统的整体热力学优势。
热量回收不完全：压缩热在不同温度等级之间的级联利用很少得到充分优化。
缺乏综合评估：现有研究通常分别评估能源效率（例如热效率）和灵活性（例如削峰深度），缺乏一个统一的指标来量化系统的“韧性”——即使在大规模削峰条件下也能保持高效率的能力。
为了解决这些问题，本研究提出了一种新的CFPP-CAES+MSHS结构，并引入了热力学效率韧性指数（TERI）。主要创新包括：
(1)本研究提出了一种新的CFPP-CAES+MSHS耦合系统结构，采用了改进的加热策略。与依赖电加热器提高熔盐温度的传统配置不同（这会导致由于电能转换为热能而产生显著的熵损失），本研究采用高温蒸汽加热方法。通过利用CFPP产生的高质量提取蒸汽来加热熔盐，避免了功率转换为热能的热力学损失，从而实现了更好的能量级联利用和子系统之间的热集成。
(2)为充电和放电阶段开发了一个优化的双级换热框架。在充电阶段，设计了双层换热方案（熔盐-空气加水-空气），以最大化压缩热的回收，有效降低了热效率和煤耗。在放电阶段，提出了一种混合加热方案（结合高温和中温熔盐储罐与CFPP提取蒸汽）。这种混合配置取代了传统的单温度方法，实现了膨胀机入口处的精确温度匹配，进一步减少了能量释放过程中的熵损失。
(3)本研究提出了一种新的热力学效率韧性指数（TERI）用于综合性能评估。现有指标通常分别评估能源效率和运行灵活性，难以评估系统的整体韧性。为了解决这一限制，本研究提出的TERI明确地将削峰灵活性（削峰深度）与能源效率性能（热效率）结合起来，实现了跨场景的一致性比较。该指标简化了多目标评估过程，为量化系统在大规模削峰条件下保持高效率的能力提供了全面的工具。
部分摘录
CFPP系统描述
图1展示了一个代表性的CFPP系统配置。以一家涡轮机制造商提供的600兆瓦级机组为例，该系统包括一个锅炉、高压缸、中压缸、低压缸、三个高压给水加热器和四个低压给水加热器，以及一个除氧器。系统的设计参数总结在表2中。
CAES系统描述
图2展示了CAES系统的配置。该系统包括一个四级空气压缩机组
CFPP模型
对于CFPP模型，参考涡轮机的热平衡图，本研究采用了以下假设：
(1)使用Stodola定律评估非设计工况下的进气压力，机械效率和发电机效率分别设定为0.998和0.986。
(2)高压和低压提取管线中的压力降分别设定为3%和5%。主蒸汽的工艺侧压力损失为10%，再热蒸汽的压力损失为5%。
(3)给水加热器的端温差
耦合方案
本节探讨了各子系统之间的耦合配置。CAES子系统在100%额定热负荷（THA）运行点与CFPP集成，此时主蒸汽流量达到最大值。为了便于不同耦合方案之间的比较，我们考虑了一个600兆瓦级的CFPP，并假设整个研究过程处于稳态运行。由于锅炉在30% THA时可能会遇到再热器和水循环的限制，因此最小运行条件设定为40% THA。
热效率分析
如图11所示，在充电过程中，CFPP-CAES、基线CFPP-CAES+MSHS和改进后的CFPP-CAES+MSHS配置相对于传统CFPP分别降低了155.89千焦/千瓦时、169.16千焦/千瓦时和181.84千焦/千瓦时的热效率。其中，CFPP-CAES+MSHS方案额外降低了12.68千焦/千瓦时的热效率。从机制上讲，CFPP-CAES中利用压缩热来加热冷凝水降低了提取蒸汽的需求，增加了涡轮机的做功量，从而降低了热效率。
结论
以600兆瓦的CFPP为例，本研究将CAES和MSHS与电厂耦合，提出了对传统集成方案的改进，并开发了耦合单元的数学模型。基于新引入的TERI指标和技术经济分析，主要发现包括：
1.卓越的热力学性能：在改进后的CFPP-CAES+MSHS中，熔盐同时捕获了再热蒸汽热和压缩热，进一步降低了12.68千焦/千瓦时的热效率
CRediT作者贡献声明
张鹤波：撰写——原始草稿、软件开发、数据整理。刘金福：验证、监督。于达仁：验证、监督
利益冲突声明
? 作者声明他们没有已知的利益冲突或个人关系可能影响本文的研究结果。
