火电灵活改造、工业蒸汽:熔盐储能更广阔的应用场景【附实际项目案例解析】
发布者:admin | 来源:国海证券 | 0评论 | 610查看 | 2023-01-17 11:20:55    

1月16日,国海证券发布名为《熔盐储能:长时储能黄金赛道(下篇-多应用场景、产业链分析)》的最新研究报告,其中结合多方数据和实际项目案例重点展示了熔盐储热技术在火电灵活改造、工业蒸汽生产中的巨大发展潜力。


报告指出,熔盐同时扮演了传热和储能介质。硝酸盐具有工作温度区间广、储能密度高、无需高压运行、黏度低流动性好、寿命长等优良特性,非常适合作为传热、储能介质。


目前熔盐储能技术已经广泛应用于太阳能光热发电系统等新能源系统,利用了硝酸盐储能特性将太阳光热能转换为熔盐的内能来存储和发出能量,实现了能量在时空上的迁移,满足可再生能源的电网调峰需求。除了光热领域外,熔盐储能在熔盐储能供暖、供蒸汽、火电机组灵活改造领域有竞争优势。


具体来说,熔盐储能作为单独的储能单元模块,可以很好匹配火电灵活改造、工业蒸汽生产需求。通过在火电机组中加入大容量熔盐储能模块,可以实现热电解耦,能耗效率接近抽水蓄能,帮助火电机组增加向下调峰范围到20%,可以获取更多电力辅助收益、蒸汽产出收益。熔盐储能模块可以利用其消纳谷电储能的能力,将电能转换为热能,产出蒸汽、热水或者绿电,实现北方煤改电、工业园区绿色化改造。


火电灵活性改造:熔盐储能相比常规路径具备优势


据报告,常规火电机组改造路径有一定局限性。火电机组灵活性改造方案目标是增加调峰深度、实现快速启停、加快爬坡能力,其中重点是提高机组的深度调峰能力。常规火电机组的路径包括锅炉侧系统改造方案和汽机侧“热电解耦”方案。锅炉侧改造方案一般是围绕解决低负荷工况下,锅炉不能稳定燃烧以及脱硝不能正常运行的问题;汽机侧改造方案则是针对热电联产机组,在供热季采用解耦或者削弱“以热定电”的运行方式,满足机组供热要求的同时减少发电出力。但常规灵活性改造也存在一些问题,例如低负荷运转下主机效率降低、影响机组设备寿命、燃料系统控制的问题,而且热电联产机组改造方案只适用于采暖期,有一定局限性。


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图:常规火电机组灵活改造方案,资料来源:《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》李峻等,国海证券研究所


而加入高温熔盐储能系统,则是火电机组灵活性改造的一种新型技术路线。火电锅炉的低负荷运行是灵活运行的最大瓶颈,因此设置储热系统可以将锅炉产生的高温蒸汽存储起来,削弱原本刚性的“炉机耦合”。火电机组锅炉出口蒸汽温度在540~560℃,与高温熔盐储热技术很好的匹配了温度参数,非常适合火电机组储热。


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图:嵌入高温熔盐储热系统的火电机组工艺图,资料来源:《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》李峻等


火电常规机组的灵活性改造原理是,在火电机组“锅炉-汽机”热力系统中嵌入一套外置的高温熔盐储热系统。当火电机组向下调节出力时,启动储热模块,锅炉产生的过热蒸汽和再热蒸汽通过储热功率模块对熔盐进行放热,低温罐中冷熔盐升温后存储在储热罐中。当火电机组需要出力时,高温熔盐罐中的高温熔盐通过放热功率模块进行放热,产生的蒸汽回到汽轮机做工发电,释放热量后的熔盐再次回到低温罐中存储。


火电灵活改造配置熔盐储热系统优势:


1、理论综合效率高:根据李峻2021年《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》中的估算,火电熔盐储能系统理论综合效率为76.2%,接近抽水蓄能机组,能源利用效率高于热电联产机组、电锅炉调峰供热方案。


2、大幅度增加火电厂深度调峰能力:汽机可以在5%额定负荷下运行,如果加入电加热模块,可以实现机组零功率上网。


3、储热时间长:灵活设置储热罐容量即可,可以实现单日10h 以上储热能力,可以通过扩大熔盐储热罐容量扩充储能时长。


4、储热参数高:熔盐储热温度可以达到500℃以上,蒸汽温度可以达到亚临界参数。


5、使用寿命长、综合效率高:使用寿命长达30 年,平准化发电成本低。熔盐储热的火电灵活改造技术与现有的改造方案相比,具有能耗低、机组运行节能可靠等优点。通过熔盐放热,可以拓宽机组负荷的调峰范围,提高机组运行的灵活性。


同时,高温熔盐储热技术在火电机组有很强的适应性。


第一,改造后的火电机组可以更好的适应电力市场改革,获取更多辅助服务收益。随着各地电力辅助服务市场政策加快出台,采用高温熔盐储热技术改造的火电机组灵活性高、调节速度快,可以适应深度调峰、启停调峰、旋转备用交易等辅助服务。


第二,电力现货市场交易加快后,带有熔盐储能的火电机组可以大规模储热,存储谷电,在电价高的时候释放热量获取高收益。


第三,大容量熔盐储能可以实现供蒸汽、供热。未改造的热电联产火电机组仍然是热电耦合状态,具有季节使用局限性。高温熔盐储热技术可以拓展火电灵活机组的供热场景,创造额外供热、供蒸汽收益。


第四,高温熔盐储热技术可以参加退役火电机组延寿改造。拆除机组煤炭、锅炉系统后,可以保留汽轮机组,利用熔盐储能吸收新机组热量或消纳谷电,通过放热驱动汽轮机发电,增加整体电站的尖峰发电出力能力。


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图:火电机组采取高温熔盐储热技术的应用前景展望,资料来源:《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》李峻等、国海证券研究所整理


根据《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》(李峻等,2021年)中的举例说明,经过高温熔盐改造后的火电机组在如下表的参数假设下,考虑调峰服务费收入情况下,350MW的火电机组可以实现4310万元的年度收益。


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表:火电机组熔盐储能改造后参加调峰服务费用的收入模型测算,资料来源:《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》李峻等(2021年)、国海证券研究所


工业蒸汽:熔盐储热实现谷电存热,保障供热供汽


据报告介绍,与火电灵活改造类似,利用熔盐优良的储能特性,熔盐储能还可以用于谷电加热(利用谷电将低温熔盐加热后存储至高温熔盐罐,在白天用热用汽时段,利用高温熔盐供暖供热)、余热回收(通过熔盐储热系统将钢铁生产的余热回收利用,用于供暖供热、发电等)。


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图:新型熔盐蓄热供热技术原理示意图,资料来源:《熔盐蓄热供热技术研究与示范项目》周宇涵


熔盐储能可在低谷时段消纳富余电能,尖、高峰时段对外供热、供蒸汽。新型熔盐蓄热供热技术通过利用晚间谷电加热熔盐储能,加热后的高温熔盐储存到储罐中,白天放热,通过循环泵将高温熔盐抽出与换热器给水换热,实现供热需求。


利用该技术可以24 小时为用户供热,有效转移了富余的低谷电力,提高了电网稳定性和电能的使用率,也增加了供热安全保障和品质。和其他技术比,熔盐储热的储能密度、占地面积、使用寿命来具有优势。既适合北方高密集城市地区对热水、蒸汽供应系统进行绿色改造,也适合工业地区工业蒸汽的生产应用。


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表:不同蓄热技术的对比,资料来源:《熔盐蓄热供热技术研究与示范项目》周宇涵


报告梳理了目前国内已经投入运行的熔盐储热改造项目的情况,以北京两个供热中心改造项目为例,在天然气价格上涨的背景下,利用谷电进行供热均能实现比较好的经济性。


1、北京热力集团花家地供热中心熔盐储热改造项目


根据《熔盐蓄热供热技术研究与示范项目》(2021 年)中引用案例——北京热力集团花家地供热服务中心,原本配置9 台14MW 燃气锅炉,非供暖季只启用一台燃气锅炉,每天启停也造成能耗大、经济性差的问题。因此公司投资669 万元(设备投资、不含税)建设了一套加热功率2.1MW 的新型熔盐储热装置,该示范项目满足了非冬季与燃气锅炉厂房联合,并在冬季可以进行应急供热的需求。


根据2019 年数据实测,系统能量转换的效率达到96.3%,通过熔盐加热生产的热水电费成本2.75 万元,折合热水共计2512 吨,折算热水单吨电费成本10.9元,2019 年的热水供应价格为35 元每吨,收益较好。


2、北京热力供应中心北京西站蒸汽供应熔盐储热改造项目


根据《熔盐储能供蒸汽技术的应用前景分析》(2022 年)中引用案例——北京一燃气热力供热中心为北京西站供应蒸汽负荷项目为例,该项目采取了利用熔盐储代替燃气锅炉进行替代。该项目利用低谷电时间段,将低价格电能转换为热能存储,白天时使用熔盐储能系统对外供应蒸汽。该项目获得了张家口及赤峰绿电进京指标;采用低谷绿电作为热源,补贴后谷电价格为0.15 元/kWh。


根据该电价进行核算,折算后的蒸汽运行成本为105 元/t,作为新能源储能消纳供蒸汽示范项目,该运行成本仅为燃气运行成本(北京燃气价格2.6 元/m3,蒸汽成本为208 元/t)的50%左右,大大节省了运行费用。


3、西子洁能绍兴柯桥熔盐发电、储热供汽项目


根据西子洁能技术专家刘可亮在《利用绿电熔盐储能,助力零碳产业园的实践》(2022 年)主题演讲中介绍的案例,西子洁能承接的绍兴绿电熔盐储能项目进展迅速,零碳园区的商业模式开始推广。西子洁能正在打造首个绿色零碳产业园项目。该绿电熔盐储能示范项目位于浙江绍兴滨海工业园区(柯桥),园区内以纺织印染行业为主。纺织印染行业是浙江的高能耗产业之一,低碳转型压力较大。


根据浙江省发展改革委《关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见(征求意见稿)》提出:“不将绿色电力消费计入碳排放量核算,探索绿色电力消费抵扣一定比例能耗”。高能耗企业有动力在节能降碳找寻新的路径。绍兴绿电项目储能时长达10 小时,利用熔盐储能满足园区的用热及用电需求。


项目的主要参数包括,熔盐的使用量约7500 吨,使用的是光热领域应用最多的二元熔盐。蒸汽参数3MPa,257℃;负责把电转化成热的电加热功率比较大,约150MW。在背压的运行工况下,机组发电能力是8MW;如果是纯凝,后面低压发电能力是17MW,加起来机组的顶峰能力为25MW;年运行小时数是8400小时。采用背压发电供热系统+纯凝顶峰系统,当电网有顶峰需求响应时,背压机出口蒸汽停止对外供热,转而进入纯凝机进行全纯凝运行,实现对电网的需求响应服务。


注:如需获取该研报,可添加微信号cspswd索取。

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