吸附式压缩CO2储能系统提升火电机组运行灵活性的性能与经济性评估

本文创新性地提出将吸附式压缩CO2储能系统（AB-CCES）与热电联产（CHP）机组耦合，通过蒸汽提取和凝结水加热实现机组负荷调节范围的大幅拓宽（最低负荷输出比降至17.12% Pe）。系统在额定工况下循环效率（RTE）达87.62%，储能密度（ESD）为6.17 kWh/m3，动态投资回收期（DPP）仅7.84年，为火电机组深度调峰提供了高效且经济的新型技术路径。

　　

Results and discussions

本研究以黑龙江省哈尔滨第一热电厂300 MW热电联产（CHP）机组为案例，机组与AB-CCES系统的设计参数分别见表8和表9。设计条件基于CHP机组100% THA（Turbine Heat Acceptance）工况集成。

Techno-economic

系统技术经济性研究通过项目经济收益评估实际应用的可行性，有助于优化资源配置、降低风险并提升项目效益。与单一CHP机组相比，集成系统具备更强的深度调峰能力，可通过削峰填谷、参与深度调峰与节煤收益带来更大经济效益。本节以实际热电厂机组运行数据为例计算项目投资回报。

Conclusions

本文提出将CHP机组与新型吸附压缩CO₂储能系统耦合，以增强机组深度调峰灵活性，并实现低压CO₂的高密度存储。分别研究了设计工况下集成系统与AB-CCES系统的性能，并进一步探究了全工况条件下AB-CCES系统及集成系统的表现。最后以哈尔滨第一热电厂为例进行了技术经济分析。