据能源圈了解到，

1 研究背景

二十大报告提出，我国将“加快规划建设新型能源体系”，为此电力生产中可再生能源发电的占比将快速提升，截止2023年底，可再生能源发电装机容量占比已增至50%。但是，风能、太阳能等可再生能源发电具有间歇性、随机性和波动性，灵活性调节电源不足导致可再生能源发电消纳困难，电网的安全可靠性面临巨大挑战。火电机组作为可控电源，承担着可再生能源发电消纳的重任。介于我国“富煤贫油少汽”的能源禀赋，火电机组以煤电为主，2023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》中指出“煤电在未来相当长一段时间内仍是我国电力供应安全的重要支撑，需加快煤电清洁低碳化发展和灵活调节能力提升”。因此，煤电机组由电力生产的主体电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

2024年6月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》，指出“以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升，更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳”。因此，煤电机组将长期处于频繁快速调峰调频运行状态。但是，锅炉-汽轮机能流的强耦合特性导致煤电机组运行灵活性差，难以有效消纳大规模、强间歇性的新能源发电。

瞬态过程中，合理调用煤电机组各子系统内部蓄能可提高机组变负荷能力，增强机组运行柔性。但是其数量有限，且受热力系统构型限制。储能系统可打破传统煤电机组即发即用的特点，进行产能和用能在时间和空间的匹配。煤电机组与储能系统集成是提升煤电机组灵活性的有效途径。

2 论文所解决的问题及意义

集成储能系统的火电机组能流示意如图1所示，由传统的“煤图片电”系统升级为“煤/储图片电/储”系统，能流不再仅仅是从煤到电的单向流动，而是可以在煤、储能、电之间转换。锅炉中煤炭燃烧产生的热能不仅可送入汽轮机做功，还可以储存在储能系统中，实现了能流的时空转移。但是，储能系统的引入，导致集成系统能流复杂化，亟需探索机、炉、储三个子系统瞬态过程的协作运行方式，充分发挥储能系统的能流时空转移特性，实现集成系统瞬态过程高效灵活运行。

本文以锅炉-汽轮机能流解耦为目标，通过抽汽参数与储热参数匹配设计了相变储能与火电机组耦合构型，形成机-炉-储集成系统，基于能流转化特性重构机-炉-储三主体的负荷指令实现集成系统解耦控制，增强机组调节能力，为新型电力系统安全稳定运行提供保障。

(a) 传统系统即“煤图片电”系统能流示意图

(b) 集成系统——“煤/储图片电”系统能流示意图

(c) 集成系统——“煤图片电/储”系统能流示意图

图1系统能流示意图

3 论文重点内容　　

3.1 集成储能的煤电系统的系统构型介绍

本文重点研究“煤图片电/储”的过程，系统构型如图2所示，包括火电机组与储能系统两部分。其中，火电机组中压缸排汽分为两部分：一部分进入低压缸继续做功，另一部分进入相变储能系统，放热后送入凝汽器。储能系统中的储能介质选用相变材料，其结构为管壳式换热器，放热工质在管内流动，管外填充相变材料。

图2 集成系统结构示意图

3.2 集成相变储能的煤电系统的控制策略优化方法

集成系统包括锅炉系统、汽机系统、相变储能系统三主体，通过重构机-炉-储三主体的负荷指令实现瞬态过程中锅炉-汽机能流解耦，各主体负荷指令计算流程如图3所示。

当火电机组接收到降负荷指令时，设置中压缸排汽的初始抽汽比例，计算此时抽汽量的做功量，作为相变储能系统负荷指令。汽机系统将机组初始负荷与相变储能系统负荷指令之差作为新的初始负荷，此初始负荷与设定降负荷速率、目标负荷运算后获得汽机系统负荷指令。锅炉系统的负荷指令通过机组初始负荷、目标负荷、设定降负荷速率获得。

图3 集成系统的机炉储负荷指令计算流程

采用上述计算方法重构负荷指令后，某降负荷过程中机-炉-储各系统的负荷指令如图4所示。通过相变储能使锅炉侧负荷指令高于汽机侧负荷指令，缓解了由于锅炉侧与汽机侧的惯性差异导致的机组负荷速率受限的现象，实现了锅炉-汽机系统能流解耦，机组可更快达到目标负荷。

图4 集成系统负荷指令分解效果

3.3 案例集成系统性能评价

本文以某660 MW机组变负荷速率为2.00% Pe0·min−1，变负荷范围为75% ~ 100% Pe0的降负荷过程为例验证集成系统控制策略的可行性，分析不同抽汽比例下集成系统的运行性能。

不同抽汽比例下，案例机组的等效降负荷速率如图5所示。随着抽汽比例的增加，整机负荷指令达到目标负荷的时间缩短，当抽汽比例为0.85时，整机负荷指令达到目标负荷的时间为293 s，此时机组等效降负荷速率为5.13% Pe0·min−1。

图5 不同抽汽比例下火电机组等效降负荷速率

4 结论　　

本文针对火电机组变负荷速率受限的技术瓶颈，设计了耦合相变储能的火电机组集成系统，在降负荷过程中，抽取部分中压缸排汽送入相变储能系统，在不影响锅炉负荷的同时降低了整机负荷，实现了机炉能流解耦；提出重构机-炉-储三主体负荷指令的控制策略，实现三主体协作降负荷；最后，通过某660 MW燃煤机组验证了控制策略的可行性，并研究不同抽汽比例下集成系统的降负荷性能，获得了不同抽汽比例下集成系统的极限变负荷速率。结果表明：耦合相变储能系统后，当抽汽比例由0.00提升至0.85时，火电机组的等效降负荷速率由2.00% Pe0·min−1提升至5.13% Pe0·min−1，机组温度偏差在3.0 ℃以内、功率偏差在1.5% Pe0以内、主汽压偏差在3.0%以内。

研究表明，采用重构负荷指令的方法利用抽汽储能可有效提升机组降负荷速率。储能系统中存储的热量可用于供热或在升负荷时替代部分低加抽汽以提高升负荷速率，关于存储热量的利用方法及控制策略将在之后的研究中进行。