中國儲能網(wǎng)訊：
摘 要 將儲能技術(shù)與電廠改造技術(shù)相結(jié)合，能夠在實(shí)現(xiàn)可再生能源穩(wěn)定并網(wǎng)的同時解決火電機(jī)組靈活調(diào)峰的問題。本工作將熔鹽卡諾電池儲能系統(tǒng)與火電廠靈活性改造相結(jié)合，基于典型600 MW亞臨界燃煤電站，利用Aspen Plus搭建了電廠、熱泵儲熱和抽汽儲熱耦合的系統(tǒng)模型，分析了火儲、火儲-熱泵聯(lián)合及熱泵三種儲熱形式在不同儲熱負(fù)荷下儲能過程、釋能過程及全過程的系統(tǒng)效率、調(diào)峰容量及調(diào)峰深度的變化情況，并分析了不同儲/釋能負(fù)荷和方案下耦合系統(tǒng)的效率和調(diào)峰性能。研究表明，火儲儲熱方式能夠在電廠低負(fù)荷運(yùn)行時實(shí)現(xiàn)更高的耦合系統(tǒng)效率。熱泵儲熱方式的調(diào)峰性能表現(xiàn)更優(yōu)，其單位儲熱負(fù)荷的最大調(diào)峰容量相較于火儲儲熱方式可以提高69%。增加儲熱模塊能夠在僅損失少量耦合系統(tǒng)運(yùn)行效率時顯著提高電廠的調(diào)峰性能，當(dāng)電廠滿負(fù)荷運(yùn)行且儲/釋熱負(fù)荷均為90 MW時，通過火儲-熱泵聯(lián)合儲熱可以使得調(diào)峰容量和調(diào)峰深度分別增加78.29 MW和13.04%，此時系統(tǒng)效率僅降低0.16%。儲能過程抽取中壓缸的再熱蒸汽并在其釋熱后送回除氧器，釋能過程中通過旁路將部分給水加熱送入鍋爐，這種火儲儲熱的耦合方式兼顧了蓄熱量、調(diào)峰容量、調(diào)峰深度以及循環(huán)效率，是一種優(yōu)選的耦合方案。本工作有助于指導(dǎo)利用熔鹽卡諾電池對火電廠進(jìn)行靈活性改造。
關(guān)鍵詞 卡諾電池；火電廠靈活性改造；熔鹽儲熱；調(diào)峰
隨著化石能源的逐步枯竭以及環(huán)境問題的日益嚴(yán)重，以太陽能、風(fēng)能等為代表的可再生能源在能源供應(yīng)體系中的比重逐漸增大，對傳統(tǒng)火電機(jī)組的變負(fù)荷運(yùn)行能力提出了更高的要求。實(shí)際火電廠靈活性改造常見的形式是對汽輪機(jī)組采取部分抽汽來降低其出力，然后將這部分抽汽的熱能存儲在新增的儲熱模塊上，該方式也被稱為火儲形式。此外，耦合新型儲能技術(shù)的火電機(jī)組改造也是實(shí)現(xiàn)機(jī)組靈活調(diào)峰的一種重要解決方案。近年來，以熔鹽卡諾電池為代表的火電機(jī)組靈活性改造技術(shù)引起了國內(nèi)外學(xué)者的廣泛關(guān)注和研究。
卡諾電池是一種基于熱能存儲和動力循環(huán)技術(shù)發(fā)展起來的大規(guī)模長時儲能技術(shù)。在儲能時，通過直接電加熱或者熱泵循環(huán)的形式將電能轉(zhuǎn)化為熱能；在釋能時，通過熱機(jī)循環(huán)將存儲的高溫?zé)崮苻D(zhuǎn)化為電能。
火電廠改造的熔鹽卡諾電池儲能系統(tǒng)，即保留原有的發(fā)電循環(huán)作為熱轉(zhuǎn)電部分，新增電加熱/逆布雷頓循環(huán)等作為電轉(zhuǎn)熱部分，同時引入低成本的熔鹽儲熱作為大規(guī)模儲電部分。改造后的熔鹽卡諾電池，既可以減少化石能源的消耗，降低環(huán)境污染和解決可再生能源并網(wǎng)帶來的安全問題，又可以提高傳統(tǒng)火電機(jī)組的靈活性。
目前，對熔鹽卡諾電池的研究主要涉及不同集成系統(tǒng)的構(gòu)建及效率分析、系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)可行性和調(diào)峰性能等方面。Blanquiceth等集成了不同充放電類型的電廠改造卡諾電池儲能系統(tǒng)，研究了不同耦合模式下的合適儲熱介質(zhì)，集成后的卡諾電池儲能系統(tǒng)的往返效率為50%～65%。Yong等分析了熔鹽蓄熱取代鍋爐與超臨界燃煤電廠相結(jié)合的系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，滿負(fù)荷時，往返效率約為41.8%，隨著放電時間的延長(≥10 h)，集成系統(tǒng)的平準(zhǔn)化電力成本與壓縮空氣儲能相當(dāng)。Wang等提出了抽取主蒸汽或再熱蒸汽儲存能量和蒸汽返回低壓汽輪機(jī)或冷凝器的四種集成模式，并評價了四種集成模式的調(diào)峰性能。
通過上述文獻(xiàn)可知，大部分學(xué)者研究工作集中于卡諾電池系統(tǒng)性能和火電廠改造熔鹽卡諾電池儲能系統(tǒng)的效率分析或經(jīng)濟(jì)成本分析。對熔鹽卡諾電池在以靈活調(diào)峰為目標(biāo)的火電廠靈活性改造中的性能表現(xiàn)缺乏深入分析。因此，本工作對耦合火電廠靈活改造的卡諾電池儲能系統(tǒng)開展研究，利用Aspen Plus搭建了耦合系統(tǒng)模型，分析了火儲、火儲-熱泵聯(lián)合及熱泵三種儲熱形式在不同熱負(fù)荷下在儲能過程、釋能過程及全過程的系統(tǒng)效率和調(diào)峰性能的變化情況，接著比較了不同儲/釋能負(fù)荷下的系統(tǒng)效率，得到了合適的儲/釋能負(fù)荷策略，最后分析了不同儲/釋能方案下耦合系統(tǒng)調(diào)峰性能和熱力性能等參數(shù)，得到合適的儲/釋能方案。
1 系統(tǒng)原理
圖1為耦合火電廠靈活改造的卡諾電池儲能系統(tǒng)儲/釋能原理圖，系統(tǒng)包括存儲部分，儲/釋能部分和燃煤電站部分。存儲部分包括兩個太陽鹽儲罐HT1、CT1以及兩個三元Hitec鹽儲罐HT2、CT2。儲能部分包括火儲和熱泵儲熱兩部分，燃煤電廠部分采用國產(chǎn)亞臨界600 MW機(jī)組，型號為N600-16.7/537/537，機(jī)組回?zé)岵捎谩叭?、四低、一除氧”?/span>
圖1 耦合火電廠靈活調(diào)峰的卡諾電池儲能系統(tǒng)：(a) 儲能過程；(b) 釋能過程
儲能過程：如圖1(a)所示，火儲形式提取中壓缸IPT入口蒸汽，與CT2中的冷鹽換熱，存儲在HT2中，換熱后的蒸汽返回除氧器，通過降低汽輪機(jī)內(nèi)蒸汽流量的方式降低電廠發(fā)電量從而實(shí)現(xiàn)調(diào)峰。熱泵儲熱形式將燃煤電站發(fā)出的部分電力通過熱泵轉(zhuǎn)化為熱能存儲在HT1中，通過直接降低電廠對外發(fā)電量的方式實(shí)現(xiàn)調(diào)峰。
釋能過程：如圖1(b)所示，汽輪機(jī)組除氧器OFW的部分蒸汽被引出，經(jīng)過HT1中的太陽鹽或HT2中的Hitec鹽加熱，然后送回低壓缸LPT1入口做功。用電高峰期時，可同時利用鍋爐和熱鹽罐釋放熱量與蒸汽換熱來發(fā)電。表1總結(jié)了儲熱部分中不同儲熱形式對應(yīng)的儲熱材料和溫度范圍。
表 1 儲熱部分設(shè)計參數(shù)
2 數(shù)學(xué)模型及計算方法
2.1 數(shù)學(xué)模型
2.1.1 儲/釋能部分
對于熱泵儲熱部分采用的壓縮機(jī)和膨脹機(jī)，其進(jìn)出口的壓力p、溫度T以及功耗W分別為：
對于蒸汽-熔鹽及熱泵循環(huán)工質(zhì)-熔鹽換熱器，其能量平衡方程為：
式中，β表示壓比；n表示多變指數(shù)；m表示質(zhì)量流量；h表示比焓；下標(biāo)in和out分別表示部件的進(jìn)出口；下標(biāo)1和2分別表示換熱器的冷熱流股。
2.1.2 放電部分
鍋爐負(fù)荷Qb為：
式中，mms、mrh、mcrh和mbfw分別為主蒸汽、再熱蒸汽、再熱冷端蒸汽和鍋爐給水的質(zhì)量流量；Hms、Hrh、Hcrh和Hbfw分別為主蒸汽、再熱蒸汽、再熱冷端蒸汽和鍋爐給水的焓值。
汽輪機(jī)等熵膨脹過程做功Wj為：
整個汽輪機(jī)組的出力W可通過累加得到：
式中，Wj表示第j級的等熵膨脹輸出功；ηs和ηm分別表示汽輪機(jī)的等熵效率和機(jī)械效率；mj表示進(jìn)入第j級的蒸汽流量；Δhj表示第j級的等效焓降。
給水加熱模型為：
式中，hj表示第j級抽氣比焓，hd,j表示第j級加熱器的疏水比焓，hw1,j和hw2,j分別表示第j級加熱器進(jìn)口和出口水比焓；Ej表示加熱器的類型。
2.2 性能評價方法
對于耦合系統(tǒng)的性能評價，主要從系統(tǒng)分別在儲能過程、釋能過程以及全過程三方面的系統(tǒng)效率，調(diào)峰容量和調(diào)峰深度三個指標(biāo)進(jìn)行評價。
儲能過程中的耦合系統(tǒng)效率ηc為：
儲能過程中的調(diào)峰容量和調(diào)峰深度ΔPc和Ψc分別為：
釋能過程耦合系統(tǒng)效率可表示為ηs：
釋能過程中的調(diào)峰容量和調(diào)峰深度ΔPs和Ψs分別為：
耦合系統(tǒng)全過程效率可表示為ηq：
全過程中的調(diào)峰容量和調(diào)峰深度分別為ΔPq和Ψq：
式中，Pc和Ps分別表示儲能和釋能過程中電廠輸出功率；P0表示無儲熱時電廠輸出功率；Pe表示電廠額定輸出功率；Qc1和Qc2分別表示通過火儲和熱泵方式儲熱的熱負(fù)荷；ηc1和ηc2分別表示通過火儲儲熱和熱泵儲熱方式建立的冷熱源溫度下對應(yīng)的卡諾效率；Qb,c和Qb,s分別表示儲能和釋能過程中的鍋爐熱負(fù)荷。
3 結(jié)果與分析
耦合系統(tǒng)在儲能過程中可以通過火儲儲熱，也可以通過熱泵循環(huán)儲熱。因此，分析了30%THA、75%THA和100%THA三種工況下，純火儲、火儲-熱泵聯(lián)合以及純熱泵三種儲能方式性能表現(xiàn)，并探討了不同耦合方案的影響。
3.1 儲能過程
圖2~圖4展示了不同負(fù)荷和不同儲能方式下儲能過程的系統(tǒng)效率、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度。由圖2可以看出，由于蒸汽與熔鹽之間的換熱存在損失，通過儲熱建立的冷熱源之間的溫差相較于蒸汽放熱前后的溫差更小。因此，火儲儲熱方式會降低耦合系統(tǒng)在儲能過程的系統(tǒng)效率，且電廠負(fù)荷和儲熱負(fù)荷越高，系統(tǒng)效率降低得越明顯，100%THA，90 MW儲熱負(fù)荷時，耦合系統(tǒng)效率降低0.64%。熱泵儲熱方式能夠直接利用汽輪機(jī)發(fā)電進(jìn)行儲熱，其在單位儲熱負(fù)荷下的對電廠發(fā)電的降低量更為顯著，因此耦合系統(tǒng)效率降低得也更顯著，100%THA，90 MW純熱泵儲熱負(fù)荷時，耦合系統(tǒng)效率相較于無儲熱情況降低了2.35%。由圖3和圖4可以看出，調(diào)峰容量和調(diào)峰深度與儲熱負(fù)荷和電廠負(fù)荷均呈現(xiàn)正相關(guān)關(guān)系。得益于對汽輪機(jī)發(fā)電的直接利用，純熱泵儲熱在調(diào)峰容量和調(diào)峰深度方面更具優(yōu)勢，其調(diào)峰容量和調(diào)峰深度在儲熱負(fù)荷為90 MW時取得最高值，分別可達(dá)63.97 MW和10.65%。儲能過程中，火儲儲熱，火儲-熱泵聯(lián)合儲熱和熱泵儲熱方式單位負(fù)荷的最大調(diào)峰容量分別為0.42 MW，0.57 MW和0.71 MW。
圖 2 儲能過程耦合系統(tǒng)效率
圖 3 儲能過程調(diào)峰容量
圖 4 儲能過程調(diào)峰深度
3.2 釋能過程
圖5和圖6分別為釋能過程中不同儲熱負(fù)荷下的系統(tǒng)效率，調(diào)峰容量和調(diào)峰深度。從圖5可以看出，由于熔鹽與蒸汽換熱時存在溫差損失，釋能過程耦合系統(tǒng)的效率相較于無儲熱的電廠熱效率更低，且隨著儲熱負(fù)荷的增加，釋能過程的系統(tǒng)效率逐漸減小。此外，當(dāng)電廠以更高的負(fù)荷運(yùn)行時，儲熱負(fù)荷的變化對于系統(tǒng)效率的影響更小，當(dāng)電廠為100%THA，儲熱負(fù)荷為90 MW時，耦合系統(tǒng)效率降低量僅為0.63%，而電廠為30%THA，儲熱負(fù)荷為30 MW時，耦合系統(tǒng)效率降低量則為2.05%。由圖6可以看出，釋能過程的調(diào)峰容量及調(diào)峰深度與儲熱負(fù)荷和電廠負(fù)荷均呈現(xiàn)正相關(guān)關(guān)系。釋能過程中，不同電廠運(yùn)行負(fù)荷下，單位儲熱負(fù)荷的調(diào)峰容量依次為0.30 MW，0.26 MW和0.23 MW。
圖 5 釋能過程耦合系統(tǒng)效率
圖 6 釋能過程調(diào)峰容量和調(diào)峰深度
3.3 儲/釋能全過程分析
表2展示了根據(jù)儲/釋能過程中不同熱負(fù)荷制定的6種全過程運(yùn)行策略。圖7～9分別為火儲-熱泵聯(lián)合的儲熱形式在不同儲能釋能策略下全過程的系統(tǒng)效率、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度。從圖7可以看出，儲能過程和釋能過程熱負(fù)荷相同時，耦合系統(tǒng)循環(huán)效率隨著儲熱負(fù)荷的提高而降低，但降幅較小，當(dāng)儲釋熱負(fù)荷為90 MW時，100%THA運(yùn)行的循環(huán)過程僅有0.16%的效率降低，而通過圖8和圖9可以看出，此時的調(diào)峰容量和調(diào)峰深度則可達(dá)78.29 MW和13.04%。因此，儲熱的增加對于電廠的靈活運(yùn)行是有利的。當(dāng)儲能過程熱負(fù)荷一定時，釋能過程熱負(fù)荷越低，耦合系統(tǒng)效率越高；當(dāng)釋能過程熱負(fù)荷一定時，儲能過程熱負(fù)荷越高耦合系統(tǒng)效率越高。這是由于釋熱過程中未利用的部分，可以作為備用熱源，用于其他場景。從圖8和圖9可以看出，儲/釋能過程熱負(fù)荷越高的策略，耦合系統(tǒng)的調(diào)峰容量和調(diào)峰深度也越大，如100%THA、75%THA和30%THA工況下的調(diào)峰容量和調(diào)峰深度最大的均為策略c，然而此時的系統(tǒng)效率在不同電廠運(yùn)行工況下均為最低。當(dāng)電廠以不同負(fù)荷運(yùn)行時，對于儲釋熱負(fù)荷相同的a，b和c三個運(yùn)行策略，其儲/釋能循環(huán)過程的單位熱負(fù)荷調(diào)峰容量依次為0.87 MW，0.79 MW和0.74 MW。
表 2 全過程不同儲釋能策略
圖 7 耦合系統(tǒng)全過程效率
圖 8 耦合系統(tǒng)全過程調(diào)峰容量
圖9 耦合系統(tǒng)全過程調(diào)峰深度
3.4 不同耦合方案分析
為了更好地探究純火儲儲能中儲/釋能過程不同的蒸汽提取和釋放位置對耦合系統(tǒng)的影響，提出四種不同的耦合方案，并分析了四種方案在30%THA工況儲能和75%THA工況釋能的系統(tǒng)性能。四種方案具體如下。
方案R1：圖1所示方案；
方案R2：儲能時，提取高壓缸HPT入口的部分再熱蒸汽和CT2中的低溫熔鹽換熱，換熱后的蒸汽進(jìn)入低壓缸LPT1入口；釋能過程與R1一致；
方案R3：儲能時，提取中壓缸IPT入口的部分主蒸汽和CT2中的低溫熔鹽換熱，換熱后的蒸汽進(jìn)入低壓缸LPT1入口；釋能過程與R1一致；
方案R4：儲能過程與R1一致；釋能時，通過旁路將部分給水泵出口水加熱到鍋爐給水溫度，儲能過程與R1一致。
圖10和圖11展示了四種方案在30%THA工況下抽取相同蒸汽流量時耦合系統(tǒng)的電功率、調(diào)峰容量、蓄熱量、系統(tǒng)效率和調(diào)峰深度?？梢钥闯觯?dāng)從中壓缸抽取再熱蒸汽，并在其放熱后返回除氧器時，會同時降低蒸汽在中壓缸和低壓缸的做功，導(dǎo)致汽輪機(jī)輸出功率降低顯著，為21.03 MW。但由于此時抽取的蒸汽放熱充分，因此調(diào)峰容量、調(diào)峰深度和蓄熱量更大。當(dāng)抽取主蒸汽或再熱蒸汽，并在其釋熱后返回低壓缸入口時，僅會降低蒸汽在中壓缸的做功，對汽輪機(jī)的輸出功率影響不明顯，如方案R3，僅能降低6.54 MW。此外，當(dāng)電廠以低負(fù)荷運(yùn)行時，更大的蓄熱量對耦合系統(tǒng)效率的貢獻(xiàn)更為顯著。在方案R1和R4中，其蓄熱量為68.51 MW，使得耦合系統(tǒng)效率相較于無儲熱配置電廠效率提高0.12%。儲能過程中，方案R1~R4的單位儲熱負(fù)荷的調(diào)峰容量分別為0.31 MW，0.77 MW，0.61 MW和0.31 MW。可以看出，方案R2的儲熱模式能夠以更低的儲熱負(fù)荷實(shí)現(xiàn)儲能過程中更高的調(diào)峰性能。
圖 10 儲能過程耦合系統(tǒng)電功率、調(diào)峰容量和蓄熱量
圖 11 儲能過程耦合系統(tǒng)效率和調(diào)峰深度
圖12展示了4種方案在75%THA工況下釋能過程耦合系統(tǒng)的電功率、調(diào)峰容量調(diào)峰深度和系統(tǒng)效率?？梢钥闯觯桨窻4釋能過程的電功率、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度表現(xiàn)最優(yōu)，這是由于其在釋能時將抽取的除氧水直接加熱并送至鍋爐，使得通過汽輪機(jī)的蒸汽流量變大，汽輪機(jī)做功提高，大幅增加了電功率、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度。方案R2和方案R3的儲能過程的蓄熱量低且釋能過程中部分蒸汽僅通過低壓缸做功，導(dǎo)致輸出電功率、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度較低。釋能過程的耦合系統(tǒng)效率基本一致且耦合系統(tǒng)效率均低于無儲熱的火電廠效率，其原因在于釋能時熔鹽和蒸汽存在較大的溫差，會有較大的熱損失，進(jìn)而導(dǎo)致效率降低。釋能過程中，方案R1~R4的單位儲熱負(fù)荷的調(diào)峰容量分別為0.27 MW，0.26 MW，0.26 MW和0.33 MW。可以看出，由于熱能品質(zhì)顯著降低，方案R2和方案R3的單位儲熱負(fù)荷的調(diào)峰容量在釋能過程中的降低最為顯著。
圖 12 釋能過程耦合系統(tǒng)電功率、調(diào)峰容量、調(diào)峰深度和系統(tǒng)效率
圖13為儲/釋能全工況下耦合系統(tǒng)性能情況，其中，設(shè)置循環(huán)周期10 h，儲能5 h，釋能5 h。整個循環(huán)周期儲熱過程處于30%THA工況，釋能過程處于75%THA工況。由圖可知，儲能過程中蒸汽流量一定時，R1和R4的蓄熱量最大，R3最小。聯(lián)合工況下，調(diào)峰容量和調(diào)峰深度由高到低依次為：R4、R1、R2和R3。方案R1~R4的儲/釋能循環(huán)過程的單位熱負(fù)荷調(diào)峰容量依次為0.57 MW，1.03 MW，0.88 MW和0.63 MW。耦合系統(tǒng)效率由高到低依次為：R4、R1、R3和R2。然而，整個循環(huán)周期耦合系統(tǒng)效率相差不大，最大偏差僅為0.431%。綜合而言，考慮到方案R4在蓄熱量、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度有著較大的優(yōu)勢，且效率略優(yōu)于其他方案，雖然其單位儲熱負(fù)荷的調(diào)峰容量相對較小，方案R4仍然不失為一種優(yōu)選方案。
圖 13 儲/釋能全過程耦合系統(tǒng)蓄熱量、調(diào)峰容量、調(diào)峰深度和效率
4 結(jié)論
本工作主要研究了利用熔鹽卡諾電池對火電廠進(jìn)行靈活性調(diào)峰改造，討論了不同儲熱負(fù)荷的火儲儲熱、火儲-熱泵聯(lián)合儲熱和熱泵儲熱三種形式在儲能過程、釋能過程和全過程的系統(tǒng)效率、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度的變化情況。隨后，針對儲/釋熱過程中蒸汽的提取和釋放位置提出了4種不同的耦合方案，并比較了4種方案下耦合系統(tǒng)調(diào)峰性能和熱力學(xué)性能，具體結(jié)論如下：
（1）對于儲能過程，耦合系統(tǒng)的調(diào)峰性能會隨著儲熱負(fù)荷的提高而增加，當(dāng)儲熱負(fù)荷為90 MW時，可以通過純熱泵儲熱方式獲得最高63.97 MW的調(diào)峰容量和10.65%的調(diào)峰深度。在電廠以高負(fù)荷運(yùn)行時，儲熱負(fù)荷越高，系統(tǒng)效率越低，且熱泵儲熱方式對系統(tǒng)效率的降低更為顯著。熱泵儲熱方式在調(diào)峰容量和調(diào)峰深度方面相較于火儲儲熱更具優(yōu)勢，其單位儲熱負(fù)荷的最大調(diào)峰容量相較于火儲方式可提高69%。
（2）對于釋能過程，耦合系統(tǒng)效率、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度均會隨著儲熱負(fù)荷的提高而降低，隨著電廠負(fù)荷的提高而提高。電廠滿負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)下，90 MW釋熱負(fù)荷對耦合系統(tǒng)效率的影響僅為0.63%。由于換熱損失和較低的熱能品質(zhì)，釋能過程單位釋熱負(fù)荷的調(diào)峰容量往往較低，最高僅為0.3 MW左右。
（3）對于儲/釋能全過程，儲/釋熱負(fù)荷相同時，提高熱負(fù)荷可以獲得較好的調(diào)峰性能，同時對耦合系統(tǒng)效率的損失較小。當(dāng)儲/釋熱負(fù)荷均為90 MW，采取火儲-熱泵聯(lián)合儲熱方式的調(diào)峰容量和深度分別為78.29 MW和13.04%，此時，單位熱負(fù)荷調(diào)峰容量為0.87 MW，耦合系統(tǒng)效率僅降低0.16%。此外，提高儲能過程熱負(fù)荷同時降低釋能熱負(fù)荷可以有效提高全過程耦合系統(tǒng)效率。
（4）對于不同耦合方案，需要綜合考慮其系統(tǒng)效率，調(diào)峰性能和單位熱負(fù)荷調(diào)峰容量。抽取主蒸汽并在其釋熱后送回低壓缸，能夠有效提高單位儲熱負(fù)荷調(diào)峰容量，但蓄熱量較低。在儲能過程抽取中壓缸的再熱蒸汽并在其釋熱后送回除氧器，在釋能過程中通過旁路將部分給水加熱送入鍋爐，通過這種儲/釋熱方式可以獲得相對較高的蓄熱量、調(diào)峰容量和調(diào)峰深度以及耦合系統(tǒng)效率，為最優(yōu)耦合方案。
