耦合儲能電池的冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)全工況性能分析

01聯(lián)供系統(tǒng)一體化設計耦合儲能電池的冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)如圖1所示，主要包括1MW級燃氣輪機、熱泵、儲能電池等設備。聯(lián)供系統(tǒng)采用“以冷定電”或“以熱定電”方式調(diào)整運行工況，即根據(jù)冷、熱負荷調(diào)控燃機出力。當燃機最大出力低于電負荷需求時，將由儲能電池補充；當燃機最大出力高于電負荷需求時，儲能電池充電以消納富余的電量。圖1

耦合儲能電池的冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)

Fig.1

TheCCHPsystemwithcoupledenergystoragebatteries

如圖1所示，設置回熱器以預熱進入燃燒室的空氣。利用熱管型溴化鋰吸收式制冷/熱泵機組對燃機排氣余熱進行回收，在分離式熱管換熱器中將煙氣余熱傳遞給溴化鋰溶液。分離式熱管換熱器由蒸發(fā)段和凝結(jié)段組成，具有換熱性能好、使用壽命長、成本低等優(yōu)點。在蒸發(fā)段，熱管中的工作液體被加熱成蒸汽，并經(jīng)汽導管上升至凝結(jié)段；在凝結(jié)段，蒸汽被管外的溴化鋰稀溶液冷凝成工作液體，并沿液導管下降到蒸發(fā)段。如此不斷循環(huán)以達到傳輸熱量的目的。如圖1所示，在發(fā)生器中溴化鋰稀溶液被燃機排氣余熱加熱，分離出的冷劑蒸汽進入冷凝器，放出的熱量用于供熱。溴化鋰濃溶液流出發(fā)生器后，經(jīng)溶液熱交換器進入吸收器，來自蒸發(fā)器的水蒸氣在吸收器中被溴化鋰濃溶液吸收，吸收過程的放熱量也用于供熱。冷凝器內(nèi)的凝結(jié)水節(jié)流后進入蒸發(fā)器，被冷媒水加熱成飽和蒸汽，并進入吸收器被溴化鋰濃溶液吸收。放熱后的冷媒水溫度降低，在夏季可用于給冷用戶供冷。為便于供熱工況和制冷工況的切換，冷熱電聯(lián)供一體化系統(tǒng)設有8個切換閥門。在冬季供熱工況，閥門V1、V2、V7、V8打開，閥門V3、V4、V5、V6關閉；在夏季制冷工況，則反之。02冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)數(shù)學模型采用模塊化建模技術，建立了冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)關鍵部件的數(shù)學模型，基于GenSystem開發(fā)了透平、壓氣機、燃燒室、回熱器、儲能電池、熱泵等部件的算法庫。2.1

壓氣機常用壓氣機通用特性曲線描述其特性。但是出于技術保密等原因，很難直接從生產(chǎn)廠家獲得壓氣機的結(jié)構參數(shù)及單體性能，這給冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)的建模造成了困難。為此，基于已知的通用特性曲線，利用廠家提供的設計參數(shù)和運行數(shù)據(jù)進行修正，從而較準確得到了壓氣機的變工況性能，大大提高了建模精度，如圖2所示。圖2中：m為壓氣機進口流量，kg/s；n為轉(zhuǎn)速，r/min；ε為總壓比；ηc為等熵效率；T1、p1分別為進口總溫(K)和進口總壓(Pa)；mc為折合流量；nc為折合轉(zhuǎn)速；εdesign、mcdesign分別為ε和mc的設計值。圖2

壓氣機通用特性曲線

Fig.2

Generalperformancecurvesofcompressor將圖2中曲線擬合為式中：f、g分別為ε和ηc的擬合函數(shù)。壓氣機出口溫度T2為式中：k為絕熱指數(shù)。壓氣機出口壓力p2為壓氣機耗功Wc為式中：m1、m2分別為壓氣機進、出口流量，kg/s；h1、h2分別為壓氣機進、出口焓，kJ/kg。2.2

燃燒室根據(jù)質(zhì)量守恒，燃燒室出口燃氣流量m3為式中：mf為燃料量，kg/s。燃燒室出口燃氣壓力p3為式中：σcb為燃燒室總壓恢復系數(shù)，取98%。根據(jù)能量平衡，燃料量mf為式中：ηcb為燃燒室熱效率，取99.5%；h3為燃燒室出口燃氣焓，kJ/kg；hf為天然氣焓，kJ/kg；ql為低位發(fā)熱量，kJ/kg。2.3

燃氣透平根據(jù)圖1，燃燒室出口燃氣流量即為透平進口燃氣流量，其值m3還可由弗留格爾公式進行計算，即式中：T3為透平進口溫度，K；p3為透平進口壓力，Pa；m3d、T3d、p3d分別為m3、T3、p3設計工況值。透平出口壓力p4為式中：pa為大氣壓力；σex為排氣的總壓保持系數(shù)。根據(jù)燃氣進口狀態(tài)及透平等熵效率ηt，燃氣出口焓h4為式中：h4s為燃氣輪機等熵膨脹焓。透平輸出功Wt為2.4

換熱器回熱器、溶液熱交換器、冷凝器和蒸發(fā)器本質(zhì)上均為換熱器?；責崞鲗儆跉鈿鈸Q熱器，溶液熱交換器屬于液液換熱器，其典型換熱過程如圖3a)所示；冷凝器和蒸發(fā)器屬于有相變的換熱器，其典型換熱過程如圖3b)所示。圖3中：th1、th2分別為熱流體進出口溫度；tc1、tc2分別為冷流體進出口溫度。圖3

換熱過程示意

Fig.3

Schematicdiagramofheattransferprocess根據(jù)傳熱方程，換熱器內(nèi)的傳熱量Qht為式中：?tm為對數(shù)平均溫差，℃；k為傳熱系數(shù)，kJ/(m2K)；F為傳熱面積，m2；?tmax為（th1–tc2）和（th2–tc1）兩者中之大者；?tmin為（th1–tc2）和（th2–tc1）兩者中之小者。傳熱系數(shù)k為式中：αh、αc分別為熱側(cè)和冷側(cè)的對流換熱系數(shù)，kJ/(m2·K)；δ為傳熱管的壁厚，m；λ為導熱系數(shù)，kW/(m·K)。忽略導熱熱阻，式（15）可以簡化為冷、熱流體的對流換熱系數(shù)Nu為式中：Re為雷諾數(shù)；Pr為普朗特數(shù)。式（17）的適用范圍為：Re取(0.1~1.2)×105，Pr取0.7~120。對于有相變的凝結(jié)換熱，其換熱系數(shù)為式中：g為重力加速度，m/s2；ρ為密度，kg/m3；r為汽化潛熱，kJ/kg；μ為動力粘度，kg/(ms)；L為特征長度，m；ts、tw分別為飽和和壁面溫度，℃。根據(jù)熱平衡方程，熱、冷流體的出口焓值分別為式中：hh1、hh2分別為熱流體進、出口焓值，kJ/kg；hc1、hc2分別為冷流體進、出口焓值，kJ/kg；mh、mc分別為熱、冷流體質(zhì)量流量，kg/s。2.5

吸收器和發(fā)生器吸收器和發(fā)生器本質(zhì)上屬于換熱器，但因其涉及溴化鋰溶液，故單獨建立其數(shù)學模型。溴化鋰濃溶液在吸收器中吸收水蒸氣并放出熱量，被冷卻水（制冷工況）或熱網(wǎng)水（供熱工況）吸收，根據(jù)能量平衡，有式中：ms為冷劑蒸氣流量，kg/s；mw為冷卻水或熱網(wǎng)水流量，kg/s；mRLB、mLLB分別為溴化鋰濃溶液、稀溶液流量，kg/s；hs1為冷劑蒸汽焓值，kJ/kg；hRLB1、hLLB2分別為進入吸收器溴化鋰濃溶液、離開吸收器溴化鋰稀溶液焓值，kJ/kg；tw1、tw2分別為吸收器進、出口水溫度，℃。根據(jù)質(zhì)量守恒，有式中：ζRLB為溴化鋰濃溶液質(zhì)量濃度；ζLLB為溴化鋰稀溶液質(zhì)量濃度。根據(jù)吸收器能量平衡，有根據(jù)發(fā)生器能量平衡，有式中：hs2為蒸汽焓值，kJ/kg；hRLB2為出口溴化鋰濃溶液焓值，kJ/kg；hLLB1為進口溴化鋰稀溶液焓值，kJ/kg；mg為煙氣流量，kg/s；hg1、hg2分別為煙氣進、出口焓值，kJ/kg。2.6

儲能電池如圖4所示，儲能電池性能采用Thevenin等效電路模型模擬，極化內(nèi)阻Rp和極化電容Cp構成的并聯(lián)環(huán)節(jié)反映了電池的極化現(xiàn)象。圖4

Thevenin等效電路模型

Fig.4

Theveninequivalentcircuitmodel儲能電池端電壓為式中：Up、UL、Uocv分別為極化電壓、端電壓和開路電壓，V；IL為電流，A；Rs為內(nèi)阻，Ω。儲能電池極化電壓為式中：Cp為極化電容，F(xiàn)；Rp為極化內(nèi)阻，Ω。儲能電池電流為式中：Pb為電池的充放電功率，W，電池放電取正值，電池充電取負值。儲能電池荷電狀態(tài)（SOC）為式中：SOC為荷電狀態(tài)；Q為電池容量，A·h。2.7

性能評價指標燃機簡單循環(huán)發(fā)電效率ηgt為式中：Wgt為燃機發(fā)電功率，kW；ηm、ηg分別為機械效率和發(fā)電機效率；VLH為燃料的低位發(fā)熱量，kJ/kg。制冷系數(shù)COPc、制熱系數(shù)COPh和能源利用系數(shù)ηtotal分別為式中：Qa、Qc、Qe、Qg分別為吸收器、冷凝器、蒸發(fā)器和發(fā)生器的熱負荷，kW；Qr為制冷量或供熱量，kW；Pe,L為電負荷，kW。03全工況特性分析3.1

模型驗證案例燃氣輪機配置8級軸流壓氣機，燃氣初溫為904℃，轉(zhuǎn)速22300r/min，ISO工況下（環(huán)境溫度15℃，1個標準大氣壓，60%相對濕度）機組輸出功率1.21MW。為了驗證所建模型的正確性，在ISO工況下對燃氣輪機性能進行了計算，并與廠家給出的數(shù)據(jù)進行了比較，如表1所示。表1

模型計算結(jié)果及比較Table1

Modelcalculationresultsandcomparison

表1表明建模所得結(jié)果與廠家數(shù)據(jù)誤差很小，最大誤差不超過1%，這說明所建模型能夠滿足工程需要。需要說明的是，廠家提供的數(shù)據(jù)是在沒有回熱器情況下的性能參數(shù)。表1表明燃機簡單循環(huán)發(fā)電效率比較低，僅為24.43%，造成效率偏低的主要原因是排煙溫度較高（高達508.3℃），產(chǎn)生了較大的排煙損失。為了提高燃機簡單循環(huán)發(fā)電效率，冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)增加了回熱器，以此降低燃機的排煙溫度。3.2

冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)設計工況性能分析基于所建模型，對冷熱電聯(lián)供一體化系統(tǒng)在夏季制冷、冬季供熱工況下的熱力性能進行了計算，工況如表2所示。其中夏季制冷的計算條件為：環(huán)境溫度30℃，冷凍水溫度7℃/12℃，冷卻水溫度30℃/35℃，排煙溫度（進入煙囪）120℃；冬季制冷工況的計算條件為：環(huán)境溫度5℃，冷凍水溫度取3℃/5℃，熱網(wǎng)水溫度40℃/45℃，排煙溫度（進入煙囪）140℃。表2

制冷和供熱設計工況Table2

Chillingandheatingdesignconditions從表2可以看出，夏季制冷工況下燃機的凈功率為975kW，簡單循環(huán)發(fā)電效率為34.61%。與ISO工況相比，環(huán)境溫度的提高使得簡單循環(huán)的凈功率下降了19.75%，而配置回熱器使得燃機排煙溫度從508.3℃降至316.8℃，從而大大提高了簡單循環(huán)發(fā)電效率（從24.43%升至34.61%）。在制冷工況下，發(fā)生器內(nèi)回收煙氣余熱1239.1kW，蒸發(fā)器內(nèi)產(chǎn)生了965.4kW的制冷量，制冷系數(shù)為0.779，能源利用系數(shù)為0.689。冬季供熱工況下燃機的凈功率為1325.9kW，簡單循環(huán)發(fā)電效率為39.80%。與ISO工況相比，環(huán)境溫度的降低使簡單循環(huán)的凈功率升高了9.1%，疊加配置回熱器所導致的排煙溫度的下降，簡單循環(huán)發(fā)電效率從24.43%升高至39.80%。在供熱工況下，發(fā)生器內(nèi)回收煙氣余熱1045.7kW，吸收器和冷凝器內(nèi)共產(chǎn)生1777.9kW的供熱量，供熱系數(shù)為1.700，能源利用系數(shù)為0.932。如圖5所示，當環(huán)境溫度從–10℃升高至40℃時，燃機凈功率從1489.3kW下降至769.2kW，降低了48.4%；發(fā)電效率從42.0%降至33.0%，下降了9.0個百分點。由此可見，環(huán)境溫度的影響不容忽視。另外，冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)的最大供熱量隨著環(huán)境溫度的降低而下降，最大供冷量卻隨著環(huán)境溫度的升高而降低。圖5

環(huán)境溫度對聯(lián)供系統(tǒng)性能的影響Fig.5

InfluenceofambienttemperatureontheperformanceofCCHP3.3

冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)全工況運行特性分析3.3.1夏季制冷工況性能分析燃機負荷的控制策略采用等燃氣初溫調(diào)節(jié)方式，即通過進口可調(diào)導葉（IGV）角度保證燃氣初溫不變，若排氣溫度升高到最高允許值時，則保持IGV角度不變，通過降低燃氣初溫，來改變?nèi)紮C負荷。制冷模式下，聯(lián)供系統(tǒng)典型日全天的熱力性能如圖6所示。從圖6中可以看出，在00:00—08:00及18:00—24:00時，處于非辦公時間，辦公樓宇內(nèi)冷負荷較少，僅須維持園區(qū)基本的冷負荷即可，因而燃機維持最低負荷運行。簡單循環(huán)發(fā)電效率受負荷率影響較大，導致其發(fā)電效率也較低（如圖6c)所示）。在此期間，冷負荷與外界環(huán)境溫度具有較高的相關性，波動幅度較小。在08:00—18:00工作時段，隨著環(huán)境溫度的升高及散熱設備的運行，冷負荷量逐漸增大，燃機的發(fā)電功率和發(fā)電效率也隨之增加。全天冷負荷的最大值出現(xiàn)在13:00—14:00時段（920kW），此時燃機的發(fā)電功率也最高，達到883.0kW。制冷模式下典型日00:00—24:00平均冷負荷為559.8kW，全天平均發(fā)電功率為484.9kW，為機組額定功率的39.9%。這說明，如果按照最大冷負荷選擇燃機的容量，將會造成較大的設備冗余。圖6

制冷模式下聯(lián)供系統(tǒng)的性能

Fig.6

TheperformanceofCCHPinthechillingmode

從圖6b)可看出，在00:00—10:00及18:00—24:00，電負荷需求高于燃機發(fā)電功率，儲能電池處于放電狀態(tài)，全天共放電1638.6kW·h；其他時段處于充電狀態(tài)，全天共充電1631.0kW·h。在10:00前后儲能電池的SOC達到最小值（0.28），在18:00前后儲能電池的SOC達到最大值（0.72）。從圖6c)可看出，在日間工作時段（08:00—18:00），燃機發(fā)電功率和燃氣初溫較高，導致排煙溫度處于較高水平；在非工作時間段，燃機負荷較低導致燃氣初溫下降，因而排煙溫度也降低。在日間工作時段，由于排煙溫度較高，且根據(jù)式（33），在10:00—18:00儲能電池處于充電狀態(tài)，Pb＜0，從而導致制冷模式下聯(lián)供系統(tǒng)的能源利用系數(shù)降低，僅為65%~70%，全天平均能源利用系數(shù)為0.712。3.3.2

冬季供熱工況性能分析供熱模式下，聯(lián)供系統(tǒng)典型日全天熱力性能如圖7所示。供熱負荷及發(fā)電功率與環(huán)境溫度呈現(xiàn)很強的相關性。環(huán)境溫度低時，供熱負荷及發(fā)電功率增大，反之亦然。全天供熱量的最大值出現(xiàn)在00:00—01:00時段（1720.0kW），此時燃機的發(fā)電功率也最高，達到1364.9kW。供熱模式下典型日全天平均熱負荷為1397.7kW，全天平均發(fā)電負荷為1019.2kW，為機組額定功率的84.2%。這說明，在供熱模式下，燃機運行比較平穩(wěn)，將保持較高的負荷率和發(fā)電效率。圖7

供熱模式下聯(lián)供系統(tǒng)的性能

Fig.7

TheperformanceofCCHPintheheatingmode

從圖7b)可看出，在09:00—21:00時，電負荷需求高于燃機發(fā)電功率，儲能電池處于放電狀態(tài)，全天共放電3419.9kW·h；其他時段處于充電狀態(tài)，全天共充電3444.8kW·h；在09:00前后儲能電池的SOC達到最大值（0.76），在21:00前后儲