陶永成，王澤鵬，郭兆君

( 中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，吉林 長春 130021)

0 引言

我國對清潔能源的需求日益增長，壓縮空氣儲能技術作為一項有效的能源存儲解決方案，逐漸受到廣泛關注[1]。然而，傳統(tǒng)壓縮空氣儲能系統(tǒng)在儲氣裝置容積和能量轉換效率方面存在一定的挑戰(zhàn)。本文提出一種創(chuàng)新性的定壓膨脹發(fā)電系統(tǒng)，旨在大幅減小儲氣裝置的容積，同時提高發(fā)電效率。

本系統(tǒng)保持儲氣裝置內(nèi)部壓力不變，通過定壓膨脹方式實現(xiàn)發(fā)電，從而消除常規(guī)系統(tǒng)中需要預留墊底氣量的弊端。這一設計將顯著減少儲氣裝置的體積，簡化系統(tǒng)并提高系統(tǒng)安全性。為了驗證該系統(tǒng)的可行性，對系統(tǒng)參數(shù)進行模擬和性能評估，分析其電—電轉換效率和對儲氣系統(tǒng)造價的影響。

1 常規(guī)壓縮空氣儲能系統(tǒng)

1.1 常規(guī)壓縮空氣儲能系統(tǒng)簡介

國內(nèi)目前在建的壓縮空氣儲能電站大都以非補燃、蓄熱式壓縮空氣儲能技術為主，壓縮空氣儲能系統(tǒng)流程如圖1 所示。

圖1 常規(guī)壓縮空氣儲能系統(tǒng)流程圖

常規(guī)壓縮空氣儲能系統(tǒng)運行時主要包括以下2 個階段[2]：

1)壓縮及儲熱階段。電能首先轉化為機械能，驅(qū)動電動機和壓縮機運作，使空氣逐步壓縮。在此過程中，空氣的壓力和溫度相應升高。隨后，高溫高壓空氣進入儲熱系統(tǒng)，與熱媒介進行熱交換。儲熱過程中，大部分壓縮空氣的熱能被傳遞給熱媒介儲存，同時壓縮空氣溫度降低，冷卻后的壓縮空氣被儲存在儲氣裝置中。

2)釋熱及膨脹階段。低溫高壓空氣首先經(jīng)過熱交換器，與儲存的熱媒介進行熱交換，實現(xiàn)熱能釋放。經(jīng)過熱交換，熱媒介降溫，壓縮空氣則重新獲得部分熱能，溫度上升。隨后，高溫高壓空氣進入膨脹機，通過氣體膨脹過程釋放能量，驅(qū)動發(fā)電機產(chǎn)生電能。膨脹過程中，高壓空氣的壓力能被轉化為機械能，實現(xiàn)能量轉換。同時，高壓空氣膨脹后壓力和溫度不斷降低，最終壓力降至不可利用后排入大氣。

1.2 常規(guī)壓縮空氣儲能系統(tǒng)存在的問題

雖然常規(guī)壓縮空氣儲能系統(tǒng)已經(jīng)在多個項目得到應用[3-4]，但仍存在一些問題，具體如下：

1)膨脹機入口壓力持續(xù)變化：在釋能過程中，膨脹機入口的壓力會持續(xù)下降，這將導致膨脹機的效率降低。由于進氣壓力下降，膨脹機可能偏離設計的高效區(qū)間運行，進而影響整個系統(tǒng)的能量轉換效率[5]。此外，過大的壓力波動還會對膨脹機的運行穩(wěn)定性產(chǎn)生負面影響，增大其疲勞損傷的風險。

2)初期需消耗電力和時間建立墊底氣壓：在壓縮空氣儲能系統(tǒng)啟動時，需要消耗電力和時間建立墊底氣壓，這會增加系統(tǒng)的運行成本。

3)儲氣裝置容積過大：儲氣裝置容積過大會導致壓縮空氣儲能電站的造價較高，同時增加了選址的難度。以某300 MW/1 800 MWh 壓縮空氣儲能電站為例，儲能時長8 h，釋能時長6 h，采用地下人工硐室儲氣時，儲氣裝置容積需達到18.57 萬m3。根據(jù)國內(nèi)已完成可行性研究設計和已經(jīng)進入施工階段的項目資料，地下人工硐室造價約2 000 ～3 500 元/m3，按3 000 元/m3計算，儲氣系統(tǒng)造價將達到5.57 億元。

4)停運時儲氣裝置仍維持較高壓力：在壓縮空氣儲能電站停運期間，儲氣裝置需保持高壓狀態(tài)，增加了泄漏和爆炸等安全風險。同時，高壓狀態(tài)還可能導致儲氣裝置的設備承受較大的壓力沖擊，從而降低其使用壽命。

2 基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統(tǒng)

2.1 基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統(tǒng)設計

儲氣裝置容積過大主要由墊底氣量導致，目的是減小壓力波動、提高發(fā)電效率。為消除墊底氣量影響，釋能過程中持續(xù)補充與發(fā)電耗氣量等體積的液態(tài)水，以保持儲氣裝置壓力穩(wěn)定。在此條件下，膨脹機進氣壓力和流量恒定，儲氣裝置容積僅需考慮發(fā)電所需氣量，無需預留墊底氣量，從而顯著縮小容積，降低建造成本。

儲熱系統(tǒng)采用1.6 MPa 熱水作為熱媒介質(zhì)，為確保熱媒介質(zhì)不汽化，儲熱系統(tǒng)溫度范圍設定為50 ～ 180 ℃?；诙▔汗獾膲嚎s空氣儲能系統(tǒng)流程如圖2 所示。

圖2 基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統(tǒng)流程圖

2.2 基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統(tǒng)運行方法

2.2.1 儲能過程運行方法

系統(tǒng)開始儲能時，一段、二段壓縮機串聯(lián)運行，來自大氣的空氣被一段壓縮機壓縮后升溫升壓，來自儲冷罐的儲冷介質(zhì)進入一級空氣冷卻器與空氣換熱，升溫后進入儲熱罐中儲存。低溫高壓空氣不斷被壓入儲氣裝置內(nèi)，水經(jīng)管道被擠壓至常壓儲水裝置，此時系統(tǒng)的狀態(tài)如圖3 所示。

圖3 儲氣開始后系統(tǒng)狀態(tài)示意圖

當儲氣裝置內(nèi)的水全部被壓入常壓儲水裝置后，關閉儲氣裝置與常壓儲水裝置相連管道的進水關斷閥和排水關斷閥，持續(xù)儲存壓縮空氣。

當儲氣裝置內(nèi)的壓力達到二段壓縮機排氣壓力后，按相同步驟依次啟動三段/四段壓縮機和相應的出口關斷閥，直至儲氣裝置內(nèi)的空氣壓力達到最高設計壓力，關閉四段壓縮機出口和儲氣裝置之間的進氣關斷閥，完成儲能過程，此時系統(tǒng)的狀態(tài)如圖4 所示。

圖4 儲氣完成后系統(tǒng)狀態(tài)示意圖

2.2.2 釋能過程運行方法

系統(tǒng)開始釋能時，開啟儲氣裝置和膨脹機之間的出氣關斷閥，同時開啟定壓泵，將常壓儲水裝置內(nèi)的水不斷壓入儲氣裝置中，以維持儲氣裝置內(nèi)壓力不變。高壓氣體經(jīng)一級空氣加熱器升溫后進入一級膨脹機做功發(fā)電；一級膨脹機的排氣經(jīng)過膨脹做功過程后壓力和溫度均降低，再順次進入二級空氣加熱器、二級膨脹機和三級空氣加熱器、三級膨脹機，三級膨脹機出口的低溫、低壓空氣做功能力無法利用，克服排氣筒的阻力后直接排入大氣。釋能開始一段時間后的系統(tǒng)狀態(tài)如圖5 所示。

圖5 釋能開始一段時間后系統(tǒng)狀態(tài)示意圖

當儲氣裝置內(nèi)氣體全部釋放完畢后，關閉定壓泵，開啟儲氣裝置和常壓出水裝置之間的進水關斷閥和排水關斷閥，儲氣裝置內(nèi)的壓力降至正常壓力，系統(tǒng)恢復到初始的待儲狀態(tài)。

同樣以某300 MW/1 800 MWh 壓縮空氣儲能電站為例，由于墊底氣量的取消，儲氣裝置容積為7.9 萬m3，與常規(guī)方案相比不足1/2。按照地下人工硐室的單位造價3 000 元/m3計算，儲氣系統(tǒng)造價僅為2.37 億元。雖然常壓儲水裝置的容積與儲氣裝置的容積基本相同，但其造價遠遠低于地下人工硐室。根據(jù)國內(nèi)火電靈活性改造中大容量常壓蓄熱水罐的制造經(jīng)驗，常壓儲水裝置的單位造價可按800 元/m3估算，儲氣系統(tǒng)總造價為2.77 億元，約為常規(guī)方案造價的49.63%。

3 系統(tǒng)參數(shù)及效率

采用化工、能源行業(yè)常用的流程模擬軟件Aspen Plus V11 對某300 MW/1 800 MWh 項目進行模擬。由于目前國產(chǎn)電動機最大功率為80 MW 級，為降低單臺壓縮機功率，該項目壓縮側采用雙線方案，即兩套等容量的壓縮機并聯(lián)運行。在整個壓縮過程中，四段壓縮機始終處于變壓比運行工況，出口溫度隨壓比增加而升高，因此，不考慮回收其排氣余熱，采用循環(huán)冷卻水進行降溫后注入儲氣裝置內(nèi)。壓縮及儲熱系統(tǒng)參數(shù)見表1 所列。

表1 壓縮及儲熱系統(tǒng)參數(shù)表

膨脹機的設計和生產(chǎn)主要源自蒸汽輪機技術，300 MW 級膨脹機及發(fā)電機已經(jīng)非常成熟，因此，膨脹側采用單線方案，放熱及膨脹系統(tǒng)參數(shù)見表2 所列。

表2 放熱及膨脹系統(tǒng)參數(shù)表

儲氣裝置不設墊底氣壓，在初期儲氣時，僅需一段、二段壓縮機運行，待儲氣裝置內(nèi)部壓力提高至一定程度后，三段、四段壓縮機才陸續(xù)投入運行，因此，整體耗電量低于常規(guī)帶墊底氣壓的壓縮空氣系統(tǒng)。綜合考慮各段壓縮機的流量、排氣壓力與儲氣裝置的容積，根據(jù)理想氣體狀態(tài)可以估算得到各段壓縮機的運行時長，估算結果見表3 所列。

表3 各段壓縮機運行時長表

按照各段壓縮機功率及運行時長計算，8 h壓縮過程總計耗電量為2 281 MWh。膨脹過程中，定壓泵與膨脹機均滿負荷運行，扣除定壓泵的耗電量，則6 h 實際發(fā)電量為1 425 MWh。在不考慮廠用電的影響時，電—電轉換效率為62.48%。

4 結論

綜合考慮降低投資、運行控制和系統(tǒng)安全等要素，基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統(tǒng)更適合應用于采用地下人工硐室作為儲氣裝置的壓縮空氣儲能電站。與現(xiàn)有技術相比，本文提出的基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統(tǒng)的優(yōu)勢在于：①儲氣裝置容積大幅縮減，儲氣系統(tǒng)造價約為常規(guī)方案的49.63%；②釋能過程中膨脹機進氣壓力維持不變，膨脹機無需設置補氣系統(tǒng)即可實現(xiàn)額定負荷發(fā)電，控制系統(tǒng)運行簡單；③膨脹機進氣壓力始終維持高壓狀態(tài)，體積流量低，膨脹機設備尺寸和進氣管道規(guī)格均較小，降低初始投資；④儲氣裝置內(nèi)部壓力始終不變，不會因為持續(xù)釋放氣體帶來的壓力降低而導致溫度下降；⑤釋能結束后，儲氣裝置壓力釋放至常壓，與其相連的壓縮及膨脹系統(tǒng)無需隔離，安全性大幅提高。

需要指出的是，仍需進一步深入研究該系統(tǒng)的以下問題：①在儲氣裝置設計中，如何進一步提高儲氣效率，降低儲氣裝置的容積；②優(yōu)化定壓泵的驅(qū)動方案，以提高電—電轉換效率；③對儲氣裝置的長期運行進行可靠性研究；④與設備廠家深入配合，分析定壓泵系統(tǒng)的技術經(jīng)濟性。

下一步將對系統(tǒng)深入分析，為清潔能源的應用和能源轉型提供經(jīng)濟可行的解決方案，推動儲能技術廣泛應用。