耦合储能电池的冷热电联供系统全工况性能分析

01联供系统一体化设计耦合储能电池的冷热电联供系统如图1所示，主要包括1MW级燃气轮机、热泵、储能电池等设备。联供系统采用“以冷定电”或“以热定电”方式调整运行工况，即根据冷、热负荷调控燃机出力。当燃机最大出力低于电负荷需求时，将由储能电池补充；当燃机最大出力高于电负荷需求时，储能电池充电以消纳富余的电量。图1

耦合储能电池的冷热电联供系统

Fig.1

TheCCHPsystemwithcoupledenergystoragebatteries

如图1所示，设置回热器以预热进入燃烧室的空气。利用热管型溴化锂吸收式制冷/热泵机组对燃机排气余热进行回收，在分离式热管换热器中将烟气余热传递给溴化锂溶液。分离式热管换热器由蒸发段和凝结段组成，具有换热性能好、使用寿命长、成本低等优点。在蒸发段，热管中的工作液体被加热成蒸汽，并经汽导管上升至凝结段；在凝结段，蒸汽被管外的溴化锂稀溶液冷凝成工作液体，并沿液导管下降到蒸发段。如此不断循环以达到传输热量的目的。如图1所示，在发生器中溴化锂稀溶液被燃机排气余热加热，分离出的冷剂蒸汽进入冷凝器，放出的热量用于供热。溴化锂浓溶液流出发生器后，经溶液热交换器进入吸收器，来自蒸发器的水蒸气在吸收器中被溴化锂浓溶液吸收，吸收过程的放热量也用于供热。冷凝器内的凝结水节流后进入蒸发器，被冷媒水加热成饱和蒸汽，并进入吸收器被溴化锂浓溶液吸收。放热后的冷媒水温度降低，在夏季可用于给冷用户供冷。为便于供热工况和制冷工况的切换，冷热电联供一体化系统设有8个切换阀门。在冬季供热工况，阀门V1、V2、V7、V8打开，阀门V3、V4、V5、V6关闭；在夏季制冷工况，则反之。02冷热电联供系统数学模型采用模块化建模技术，建立了冷热电联供系统关键部件的数学模型，基于GenSystem开发了透平、压气机、燃烧室、回热器、储能电池、热泵等部件的算法库。2.1

压气机常用压气机通用特性曲线描述其特性。但是出于技术保密等原因，很难直接从生产厂家获得压气机的结构参数及单体性能，这给冷热电联供系统的建模造成了困难。为此，基于已知的通用特性曲线，利用厂家提供的设计参数和运行数据进行修正，从而较准确得到了压气机的变工况性能，大大提高了建模精度，如图2所示。图2中：m为压气机进口流量，kg/s；n为转速，r/min；ε为总压比；ηc为等熵效率；T1、p1分别为进口总温(K)和进口总压(Pa)；mc为折合流量；nc为折合转速；εdesign、mcdesign分别为ε和mc的设计值。图2

压气机通用特性曲线

Fig.2

Generalperformancecurvesofcompressor将图2中曲线拟合为式中：f、g分别为ε和ηc的拟合函数。压气机出口温度T2为式中：k为绝热指数。压气机出口压力p2为压气机耗功Wc为式中：m1、m2分别为压气机进、出口流量，kg/s；h1、h2分别为压气机进、出口焓，kJ/kg。2.2

燃烧室根据质量守恒，燃烧室出口燃气流量m3为式中：mf为燃料量，kg/s。燃烧室出口燃气压力p3为式中：σcb为燃烧室总压恢复系数，取98%。根据能量平衡，燃料量mf为式中：ηcb为燃烧室热效率，取99.5%；h3为燃烧室出口燃气焓，kJ/kg；hf为天然气焓，kJ/kg；ql为低位发热量，kJ/kg。2.3

燃气透平根据图1，燃烧室出口燃气流量即为透平进口燃气流量，其值m3还可由弗留格尔公式进行计算，即式中：T3为透平进口温度，K；p3为透平进口压力，Pa；m3d、T3d、p3d分别为m3、T3、p3设计工况值。透平出口压力p4为式中：pa为大气压力；σex为排气的总压保持系数。根据燃气进口状态及透平等熵效率ηt，燃气出口焓h4为式中：h4s为燃气轮机等熵膨胀焓。透平输出功Wt为2.4

换热器回热器、溶液热交换器、冷凝器和蒸发器本质上均为换热器。回热器属于气气换热器，溶液热交换器属于液液换热器，其典型换热过程如图3a)所示；冷凝器和蒸发器属于有相变的换热器，其典型换热过程如图3b)所示。图3中：th1、th2分别为热流体进出口温度；tc1、tc2分别为冷流体进出口温度。图3

换热过程示意

Fig.3

Schematicdiagramofheattransferprocess根据传热方程，换热器内的传热量Qht为式中：∆tm为对数平均温差，℃；k为传热系数，kJ/(m2K)；F为传热面积，m2；∆tmax为（th1–tc2）和（th2–tc1）两者中之大者；∆tmin为（th1–tc2）和（th2–tc1）两者中之小者。传热系数k为式中：αh、αc分别为热侧和冷侧的对流换热系数，kJ/(m2·K)；δ为传热管的壁厚，m；λ为导热系数，kW/(m·K)。忽略导热热阻，式（15）可以简化为冷、热流体的对流换热系数Nu为式中：Re为雷诺数；Pr为普朗特数。式（17）的适用范围为：Re取(0.1~1.2)×105，Pr取0.7~120。对于有相变的凝结换热，其换热系数为式中：g为重力加速度，m/s2；ρ为密度，kg/m3；r为汽化潜热，kJ/kg；μ为动力粘度，kg/(ms)；L为特征长度，m；ts、tw分别为饱和和壁面温度，℃。根据热平衡方程，热、冷流体的出口焓值分别为式中：hh1、hh2分别为热流体进、出口焓值，kJ/kg；hc1、hc2分别为冷流体进、出口焓值，kJ/kg；mh、mc分别为热、冷流体质量流量，kg/s。2.5

吸收器和发生器吸收器和发生器本质上属于换热器，但因其涉及溴化锂溶液，故单独建立其数学模型。溴化锂浓溶液在吸收器中吸收水蒸气并放出热量，被冷却水（制冷工况）或热网水（供热工况）吸收，根据能量平衡，有式中：ms为冷剂蒸气流量，kg/s；mw为冷却水或热网水流量，kg/s；mRLB、mLLB分别为溴化锂浓溶液、稀溶液流量，kg/s；hs1为冷剂蒸汽焓值，kJ/kg；hRLB1、hLLB2分别为进入吸收器溴化锂浓溶液、离开吸收器溴化锂稀溶液焓值，kJ/kg；tw1、tw2分别为吸收器进、出口水温度，℃。根据质量守恒，有式中：ζRLB为溴化锂浓溶液质量浓度；ζLLB为溴化锂稀溶液质量浓度。根据吸收器能量平衡，有根据发生器能量平衡，有式中：hs2为蒸汽焓值，kJ/kg；hRLB2为出口溴化锂浓溶液焓值，kJ/kg；hLLB1为进口溴化锂稀溶液焓值，kJ/kg；mg为烟气流量，kg/s；hg1、hg2分别为烟气进、出口焓值，kJ/kg。2.6

储能电池如图4所示，储能电池性能采用Thevenin等效电路模型模拟，极化内阻Rp和极化电容Cp构成的并联环节反映了电池的极化现象。图4

Thevenin等效电路模型

Fig.4

Theveninequivalentcircuitmodel储能电池端电压为式中：Up、UL、Uocv分别为极化电压、端电压和开路电压，V；IL为电流，A；Rs为内阻，Ω。储能电池极化电压为式中：Cp为极化电容，F；Rp为极化内阻，Ω。储能电池电流为式中：Pb为电池的充放电功率，W，电池放电取正值，电池充电取负值。储能电池荷电状态（SOC）为式中：SOC为荷电状态；Q为电池容量，A·h。2.7

性能评价指标燃机简单循环发电效率ηgt为式中：Wgt为燃机发电功率，kW；ηm、ηg分别为机械效率和发电机效率；VLH为燃料的低位发热量，kJ/kg。制冷系数COPc、制热系数COPh和能源利用系数ηtotal分别为式中：Qa、Qc、Qe、Qg分别为吸收器、冷凝器、蒸发器和发生器的热负荷，kW；Qr为制冷量或供热量，kW；Pe,L为电负荷，kW。03全工况特性分析3.1

模型验证案例燃气轮机配置8级轴流压气机，燃气初温为904℃，转速22300r/min，ISO工况下（环境温度15℃，1个标准大气压，60%相对湿度）机组输出功率1.21MW。为了验证所建模型的正确性，在ISO工况下对燃气轮机性能进行了计算，并与厂家给出的数据进行了比较，如表1所示。表1

模型计算结果及比较Table1

Modelcalculationresultsandcomparison

表1表明建模所得结果与厂家数据误差很小，最大误差不超过1%，这说明所建模型能够满足工程需要。需要说明的是，厂家提供的数据是在没有回热器情况下的性能参数。表1表明燃机简单循环发电效率比较低，仅为24.43%，造成效率偏低的主要原因是排烟温度较高（高达508.3℃），产生了较大的排烟损失。为了提高燃机简单循环发电效率，冷热电联供系统增加了回热器，以此降低燃机的排烟温度。3.2

冷热电联供系统设计工况性能分析基于所建模型，对冷热电联供一体化系统在夏季制冷、冬季供热工况下的热力性能进行了计算，工况如表2所示。其中夏季制冷的计算条件为：环境温度30℃，冷冻水温度7℃/12℃，冷却水温度30℃/35℃，排烟温度（进入烟囱）120℃；冬季制冷工况的计算条件为：环境温度5℃，冷冻水温度取3℃/5℃，热网水温度40℃/45℃，排烟温度（进入烟囱）140℃。表2

制冷和供热设计工况Table2

Chillingandheatingdesignconditions从表2可以看出，夏季制冷工况下燃机的净功率为975kW，简单循环发电效率为34.61%。与ISO工况相比，环境温度的提高使得简单循环的净功率下降了19.75%，而配置回热器使得燃机排烟温度从508.3℃降至316.8℃，从而大大提高了简单循环发电效率（从24.43%升至34.61%）。在制冷工况下，发生器内回收烟气余热1239.1kW，蒸发器内产生了965.4kW的制冷量，制冷系数为0.779，能源利用系数为0.689。冬季供热工况下燃机的净功率为1325.9kW，简单循环发电效率为39.80%。与ISO工况相比，环境温度的降低使简单循环的净功率升高了9.1%，叠加配置回热器所导致的排烟温度的下降，简单循环发电效率从24.43%升高至39.80%。在供热工况下，发生器内回收烟气余热1045.7kW，吸收器和冷凝器内共产生1777.9kW的供热量，供热系数为1.700，能源利用系数为0.932。如图5所示，当环境温度从–10℃升高至40℃时，燃机净功率从1489.3kW下降至769.2kW，降低了48.4%；发电效率从42.0%降至33.0%，下降了9.0个百分点。由此可见，环境温度的影响不容忽视。另外，冷热电联供系统的最大供热量随着环境温度的降低而下降，最大供冷量却随着环境温度的升高而降低。图5

环境温度对联供系统性能的影响Fig.5

InfluenceofambienttemperatureontheperformanceofCCHP3.3

冷热电联供系统全工况运行特性分析3.3.1夏季制冷工况性能分析燃机负荷的控制策略采用等燃气初温调节方式，即通过进口可调导叶（IGV）角度保证燃气初温不变，若排气温度升高到最高允许值时，则保持IGV角度不变，通过降低燃气初温，来改变燃机负荷。制冷模式下，联供系统典型日全天的热力性能如图6所示。从图6中可以看出，在00:00—08:00及18:00—24:00时，处于非办公时间，办公楼宇内冷负荷较少，仅须维持园区基本的冷负荷即可，因而燃机维持最低负荷运行。简单循环发电效率受负荷率影响较大，导致其发电效率也较低（如图6c)所示）。在此期间，冷负荷与外界环境温度具有较高的相关性，波动幅度较小。在08:00—18:00工作时段，随着环境温度的升高及散热设备的运行，冷负荷量逐渐增大，燃机的发电功率和发电效率也随之增加。全天冷负荷的最大值出现在13:00—14:00时段（920kW），此时燃机的发电功率也最高，达到883.0kW。制冷模式下典型日00:00—24:00平均冷负荷为559.8kW，全天平均发电功率为484.9kW，为机组额定功率的39.9%。这说明，如果按照最大冷负荷选择燃机的容量，将会造成较大的设备冗余。图6

制冷模式下联供系统的性能

Fig.6

TheperformanceofCCHPinthechillingmode

从图6b)可看出，在00:00—10:00及18:00—24:00，电负荷需求高于燃机发电功率，储能电池处于放电状态，全天共放电1638.6kW·h；其他时段处于充电状态，全天共充电1631.0kW·h。在10:00前后储能电池的SOC达到最小值（0.28），在18:00前后储能电池的SOC达到最大值（0.72）。从图6c)可看出，在日间工作时段（08:00—18:00），燃机发电功率和燃气初温较高，导致排烟温度处于较高水平；在非工作时间段，燃机负荷较低导致燃气初温下降，因而排烟温度也降低。在日间工作时段，由于排烟温度较高，且根据式（33），在10:00—18:00储能电池处于充电状态，Pb＜0，从而导致制冷模式下联供系统的能源利用系数降低，仅为65%~70%，全天平均能源利用系数为0.712。3.3.2

冬季供热工况性能分析供热模式下，联供系统典型日全天热力性能如图7所示。供热负荷及发电功率与环境温度呈现很强的相关性。环境温度低时，供热负荷及发电功率增大，反之亦然。全天供热量的最大值出现在00:00—01:00时段（1720.0kW），此时燃机的发电功率也最高，达到1364.9kW。供热模式下典型日全天平均热负荷为1397.7kW，全天平均发电负荷为1019.2kW，为机组额定功率的84.2%。这说明，在供热模式下，燃机运行比较平稳，将保持较高的负荷率和发电效率。图7

供热模式下联供系统的性能

Fig.7

TheperformanceofCCHPintheheatingmode

从图7b)可看出，在09:00—21:00时，电负荷需求高于燃机发电功率，储能电池处于放电状态，全天共放电3419.9kW·h；其他时段处于充电状态，全天共充电3444.8kW·h；在09:00前后储能电池的SOC达到最大值（0.76），在21:00前后储