中國儲能網(wǎng)訊：隨著國家“雙碳”目標(biāo)的逐步落地推進，中國能源結(jié)構(gòu)不斷調(diào)整，可再生能源未來將成為我國能源供應(yīng)主力[1-3]。然而，新能源發(fā)電具有隨機性、波動性和不穩(wěn)定性的缺點，這使得大規(guī)模儲能的需求越來越大[4]。其中，壓縮空氣儲能（compressed airenergy storage，CAES）具有規(guī)模大、成本低、建設(shè)快、綠色環(huán)保、環(huán)境友好等特點[5]，具備抽水蓄能、電化學(xué)儲能等儲能形式所不具備的優(yōu)勢，發(fā)展?jié)摿薮骩6]。
壓縮空氣儲能技術(shù)在電網(wǎng)負荷低谷期間，壓縮機利用電能壓縮空氣獲得高壓空氣并進行存儲，將電能轉(zhuǎn)換為空氣的內(nèi)能實現(xiàn)電能儲存；在電網(wǎng)高負荷期間，釋放存儲的高壓空氣，經(jīng)過燃燒室或換熱器加熱送至透平（膨脹機）做功發(fā)電，將高壓空氣的熱能轉(zhuǎn)換為電能實現(xiàn)電能的釋放。在這個過程中，空氣壓縮時會釋放熱量，而在膨脹做功前則需要吸收熱量，因此熱處理是壓縮空氣儲能的重要環(huán)節(jié)[7-8]。
根據(jù)熱處理方式，壓縮儲能技術(shù)分為補燃式壓縮空氣儲能技術(shù)、絕熱壓縮空氣儲能、等溫壓縮空氣儲能、液態(tài)壓縮空氣儲能和超臨界壓縮空氣儲能等技術(shù)路線[9]。目前，等溫壓縮空氣儲能、液態(tài)壓縮空氣儲能和超臨界壓縮空氣儲能等技術(shù)尚處于技術(shù)研發(fā)階段[10-14]，而補燃式壓縮空氣儲能在過程中會造成碳排放，因此越來越多的工程聚焦在絕熱壓縮空氣儲能技術(shù)[15]。國內(nèi)已有多座絕熱壓縮空氣儲能電站投運、在建和在規(guī)劃中，具體見表1。
目前，壓縮空氣儲能系統(tǒng)與成熟的火電機組相比，壓縮空氣儲能系統(tǒng)的設(shè)計參數(shù)尚未形成統(tǒng)一的標(biāo)準化體系，這使得其在系統(tǒng)設(shè)計和性能優(yōu)化面臨諸多挑戰(zhàn)[19-20]。本文依托具體工程項目的邊界條件，研究200 MW等級非補燃式絕熱壓縮空氣儲能系統(tǒng)的具體配置，對比分析中溫和高溫儲熱技術(shù)路線的技術(shù)性和經(jīng)濟性，研究進氣參數(shù)變化等設(shè)計邊界對電站的性能和經(jīng)濟性影響，旨在為絕熱壓縮空氣儲能系統(tǒng)的設(shè)計和優(yōu)化提供參考。
1 200MW等級壓縮空氣儲能系統(tǒng)方案
壓縮空氣儲能系統(tǒng)根據(jù)儲熱介質(zhì)種類與運行溫度分為中溫儲熱技術(shù)和高溫儲熱技術(shù)[21]。中溫儲熱系統(tǒng)運行溫度一般為100~200℃，通常采用水或帶壓熱水作為儲熱介質(zhì)，系統(tǒng)運行穩(wěn)定，但熱損失相對較大[22]。高溫儲熱系統(tǒng)在高于200℃的溫度下運行，采用導(dǎo)熱油或熔融鹽等高溫儲熱介質(zhì)，具有熱損失小、能量密度高的優(yōu)點，但材料和維護成本較高[23]。
本項目工程方案儲換熱系統(tǒng)按無外部熱源方式配置，機組裝機容量為200 MW。主機參數(shù)、中溫或者高溫方案在技術(shù)層面均可行。由于儲熱介質(zhì)以及系統(tǒng)運行溫度的差異，中溫和高溫方案對于壓縮機、換熱器以及膨脹機的選型和系統(tǒng)布置存在差異。本項目中溫和高溫方案參數(shù)來源于主機廠計算得到的實際數(shù)據(jù)，并經(jīng)過對主機廠調(diào)研后，目前市面上有對應(yīng)的壓縮機與膨脹機等關(guān)鍵設(shè)備，可以滿足參數(shù)要求。
1.1 中溫方案
中溫儲熱方案選用的儲熱介質(zhì)為帶壓熱水。帶壓熱水具有低成本、高比熱容、易于處理和環(huán)境友好性，可以提高儲能密度，減少儲熱設(shè)備體積，同時保持相對簡單的系統(tǒng)設(shè)計和較低的運行維護成本[24]。
中溫儲熱技術(shù)路線選擇的透平膨脹機參數(shù)為12~14 MPa/210℃/210℃/210℃即單軸、二次再熱，主氣壓力為12~14 MPa，主氣溫度為210℃，一次再熱氣溫度為210℃，二次再熱氣溫度為210℃，機組出力200 MW（圖1），詳細參數(shù)見表2。相應(yīng)的壓縮機參數(shù)為4段壓縮、雙線或單線布置、離心式，段間壓縮機進口溫度40℃，段間壓縮機出口溫度235℃，末段壓縮機出口壓力12.8~14.8 MPa（表3）。
設(shè)計中溫儲熱系統(tǒng)時，需要考慮儲熱中介質(zhì)水的特性。飽和水壓力-溫度如圖2所示。由圖2可見，當(dāng)壓力高于1.6 MPa時，水的飽和溫度隨壓力升高而升高，趨勢趨于平緩，即提高相同的溫度需要提高的壓力等級隨壓力提高而增大，系統(tǒng)管材壁厚相應(yīng)增大。設(shè)計壓力在2.50 MPa以下，設(shè)計壓力的抬升對工程投資的影響極小。查閱水和水蒸汽參數(shù)表可知，220℃下飽和水對應(yīng)壓力為2.32 MPa。隨著中溫絕熱壓縮方案儲熱介質(zhì)溫度的進一步提升，管材、管件和設(shè)備的設(shè)計壓力也相應(yīng)提高，設(shè)備對應(yīng)的成本也會相應(yīng)增加。因此，采用220℃級間溫度的中溫絕熱壓縮方案，可以在控制設(shè)備造價的同時盡最大可能提升系統(tǒng)效率。
1.2 高溫方案
高溫儲熱方案選用導(dǎo)熱油/熔融鹽為儲熱介質(zhì)。高溫儲熱技術(shù)路線選擇的透平膨脹機參數(shù)為12~14 MPa/315℃/315℃即單軸、一次再熱，主氣壓力為12~14 MPa，主氣溫度為315℃，一次再熱溫度為315℃，機組出力200 MW（圖3），詳細參數(shù)見表2。相應(yīng)的壓縮機參數(shù)為3段壓縮、雙線布置、離心式，段間壓縮機進口溫度40℃，段間壓縮機出口溫度330℃，末段壓縮機出口壓力12.8~14.8 MPa（表4）。
在高溫絕熱壓縮方案中，壓縮機排氣溫度受制于儲熱介質(zhì)和壓縮機材料耐高溫性能[25]，暫定為330℃。2種方案的具體參數(shù)見表5。
2 性能對比
電-電轉(zhuǎn)換效率是壓縮空氣儲能系統(tǒng)性能的重要指標(biāo)之一，其為膨脹機輸出功與壓縮機輸入功的比值。分析過程中將空氣視為理想氣體，其定壓比熱容視為常數(shù)，不計漏氣損失和散熱損失。
第i級壓縮機消耗軸功率Wc,i為：
式中：下標(biāo)c、ci、co分別表示壓縮機、壓縮機進口、壓縮機出口；ipc,i、opc,i、?i分別為第i級壓縮機的進、出口壓力和壓縮比，MPa；Gc為儲能過程空氣質(zhì)量流量，kg/s；iTc,i為第i級壓縮機進口溫度，K；k為絕熱指數(shù)，取1.4；R為空氣氣體常數(shù)，取0.287 kJ/(kg·K)；mi、ci分別為第i級壓縮機的多變指數(shù)和多變效率。
第j級膨脹機輸出軸功率We,j為：
式中：下標(biāo)e、ei、eo分別表示膨脹機、膨脹機進口、膨脹機出口；ipe,j、ope,j、?j分別為第j級膨脹機的進、出口壓力和膨脹比，MPa；Ge為釋能過程空氣質(zhì)量流量，kg/s；iTe,j為第j級膨脹機進口溫度，K；e,j分別為第j級膨脹機的等熵效率。
假定儲能過程時間為tc，釋能過程時間為te，對于鹽穴儲氣室有Gctc=Gete，n級壓縮機壓縮過程消耗的功Wi為：
m級膨脹機膨脹過程輸出的功We為：
則電-電轉(zhuǎn)換效率為：
此時得到的轉(zhuǎn)換效率并未考慮廠用電，考慮廠用電時的電-電轉(zhuǎn)換效率為：
式中：Wf為廠用電轉(zhuǎn)換的功。
壓縮機消耗的輸入電能Wi為：
式中：Pe為電能輸出功率，本工程中為200 MW；te為發(fā)電利用小時，h。
根據(jù)式(7)、式(8)可得，在未扣除廠用電時，中溫絕熱儲能方案的轉(zhuǎn)換效率為70.60%，高溫絕熱儲能方案轉(zhuǎn)換效率為72.56%，相較于中溫方案約高2百分點；在扣除廠用電時，中溫絕熱儲能方案的轉(zhuǎn)換效率為66.90%，高溫絕熱儲能方案轉(zhuǎn)換效率為68.86%，相較于中溫方案約高2百分點。根據(jù)式(9)可得，中溫絕熱儲能方案壓縮過程年消耗的電能為50 991.5萬kW·h，而高溫絕熱儲能方案壓縮過程年消耗的電能為49 614.1萬kW·h，與中溫絕熱儲能方案相比每年減少1 377.4萬kW·h。具體的性能對比結(jié)果見表6。
3 經(jīng)濟性對比
3.1 成本投資
壓縮空氣儲能系統(tǒng)的初期投資成本主要來源于建筑工程投資成本、儲熱介質(zhì)成本、壓縮機膨脹機等主要設(shè)備成本[10]。
3.1.1 建筑工程投資成本
中溫儲能系統(tǒng)方案膨脹機采用一次再熱機組，高溫儲能系統(tǒng)方案膨脹機采用二次再熱機組，按照膨脹機下排氣方案，膨脹機采取高位布置。此種布置方案可利用膨脹機基座下面的區(qū)域，電控房間也可以多層布置，節(jié)省占地面積。根據(jù)膨脹機尺寸，高溫方案膨脹機-發(fā)電機總長約25 m，低溫方案膨脹機-發(fā)電機軸系總長約26 m，兩者接近。膨脹機跨度方向，高溫方案約需9 m，中溫方案約需8 m，因此主廠房尺寸基本相同，主廠房投資成本相當(dāng)。
3.1.2 儲熱介質(zhì)成本
采用高溫儲能系統(tǒng)方案，需要用到熔鹽或者導(dǎo)熱油作為儲熱介質(zhì)。如果以熔鹽作為儲熱介質(zhì)，其設(shè)備投資略高于以導(dǎo)熱油作為介質(zhì)，需要增加設(shè)備和管道的電伴熱、電加熱、化鹽系統(tǒng)的投資。如果采用導(dǎo)熱油作為儲熱介質(zhì)，則存在導(dǎo)熱油單價高，大規(guī)模用油需要配置氮封系統(tǒng)以及事故泄放系統(tǒng)等。針對高溫儲熱方案需要用到的儲熱介質(zhì)用量和成本對比見表7。根據(jù)市場調(diào)研，市面上熔鹽介質(zhì)的價格存在較大變化，第一批光熱示范工程建設(shè)階段，太陽鹽（KNO3:NaNO3=4:6）單價約為4 000元/t，目前價格約在6 000元/t以上，這里選取5 000元/t。而導(dǎo)熱油的市場價格在15 000~25 000元/t，這里選取20 000元/t。中溫儲能系統(tǒng)方案采用帶壓熱水，結(jié)合水價與用量，其成本與高溫儲熱介質(zhì)相比可忽略不計。
3.1.3 主要設(shè)備成本
壓縮空氣儲能系統(tǒng)主要設(shè)備包括壓縮機、膨脹機以及換熱器，以中溫方案的設(shè)備成本為基準，主要設(shè)備造價初步估計值見表8。
3.2 中高溫儲熱方案對比
對比中高溫儲能方案的主要成本后，高溫儲熱方案的設(shè)備及介質(zhì)投資比中溫方案高1.4~1.9億元。結(jié)合中溫方案與高溫方案的系統(tǒng)電-電轉(zhuǎn)換效率，采用高溫方案每年耗電量比中溫方案節(jié)約1 377.4萬kW·h，壓縮時段電價按標(biāo)桿電價的60%，即0.234 6元/(kW·h)計算，全廠每年可節(jié)約運行成本323.16萬元。然而和增加的初始投資相比，每年節(jié)約的運行成本非常有限，因此中溫壓縮空氣儲能系統(tǒng)方案更具經(jīng)濟性。
經(jīng)過以上分析可得，提高壓縮空氣儲能系統(tǒng)效率往往需要增加配套設(shè)備以及相關(guān)儲熱工質(zhì)的投資成本。平衡二者的關(guān)系需要結(jié)合實際情況進行系統(tǒng)方案優(yōu)化設(shè)計，以滿足實際電力需求的同時降低成本。一方面，可以通過技術(shù)創(chuàng)新和優(yōu)化設(shè)計來提高系統(tǒng)效率，如攻克全三維設(shè)計、復(fù)雜軸系結(jié)構(gòu)、動態(tài)調(diào)節(jié)與控制等關(guān)鍵技術(shù)難題，研制出具有集成度高、效率高、啟停快、壽命長、寬工況運行、易維護等優(yōu)點的設(shè)備，開發(fā)低成本的儲熱工質(zhì)材料；另一方面，在擴大系統(tǒng)規(guī)模時，要合理規(guī)劃和配置資源，通過構(gòu)成耦合其他熱力系統(tǒng)來尋求更佳的熱經(jīng)濟性。同時，加強產(chǎn)業(yè)鏈上下游的合作，降低核心設(shè)備如空氣壓縮機和透平膨脹機的成本。此外，充分利用現(xiàn)有的地理條件和資源，如天然鹽穴作為儲氣庫，降低建設(shè)和運營成本，同時結(jié)合政府的政策支持和合理的市場機制，如電價政策、稅收優(yōu)惠、研發(fā)補貼等，可以降低初期投資風(fēng)險，促進技術(shù)發(fā)展和成本下降[19,26-27]。
4 結(jié)論
通過200 MW壓縮空氣儲能系統(tǒng)案例，對采用中溫與高溫儲熱技術(shù)路線的技術(shù)經(jīng)濟性進行對比分析，在選擇大容量壓縮空氣儲能系統(tǒng)的儲熱技術(shù)路線時，需要根據(jù)具體的應(yīng)用場景和經(jīng)濟預(yù)算進行綜合考慮。
1）高溫絕熱壓縮方案中系統(tǒng)電-電轉(zhuǎn)換效率72.56%（未扣除廠用電）/68.86%（扣除廠用電），比中溫絕熱壓縮方案高約2百分點。與采用中溫絕熱壓縮方案相比，高溫絕熱壓縮方案每年可節(jié)約1377.4萬kW·h耗電量，節(jié)約運行成本323.16萬元。
2）高溫儲熱方案的設(shè)備及介質(zhì)投資比中溫方案高約1.4億元（熔鹽）和1.9億元（導(dǎo)熱油）。從投資角度考慮，該200 MW壓縮空氣儲能系統(tǒng)優(yōu)先考慮采用中溫儲熱方案。
3）高溫儲熱技術(shù)在運行效率方面具有優(yōu)勢，但需要考慮初期投資成本和維護成本。高溫儲熱介質(zhì)采用熔鹽和導(dǎo)熱油都能達到相同的效率，但是采用熔鹽的成本相對更低。
