中國儲能網(wǎng)訊：2020年我國提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”的“雙碳”發(fā)展目標。為了實現(xiàn)“雙碳”目標，我國能源生產(chǎn)和消費需要加快轉(zhuǎn)型，電力系統(tǒng)作為能源樞紐，將起到至關(guān)重要的作用。2021年我國提出構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，新型電力系統(tǒng)是能源電力轉(zhuǎn)型的必然要求，是實現(xiàn)“雙碳”目標的重要途徑。
截至2023年年底，我國新增電力裝機大約3.7億kW，非化石能源發(fā)電裝機容量首次超過火電裝機容量，占總裝機容量比重首次突破50%；可再生能源發(fā)電的隨機性、波動性、間歇性導致靈活調(diào)節(jié)能力成為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵因素。儲能技術(shù)通過在用電低谷期儲存電量并在用電高峰期釋放電量能夠?qū)崿F(xiàn)電能的削峰填谷，是提升系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力的必然選擇和重要支撐，其中壓縮空氣儲能技術(shù)具有規(guī)模大、成本低、壽命長、環(huán)保等特點，是重要的新型儲能發(fā)展方向，具有廣闊的應用前景和巨大的發(fā)展?jié)摿Α?
目前針對壓縮空氣儲能技術(shù)的研究涵蓋了熱力系統(tǒng)設計、主設備流動特性研究、多應用場景下復合系統(tǒng)以及儲氣室結(jié)構(gòu)特性等多個領(lǐng)域。在熱力系統(tǒng)設計方面，Lv等人利用水泵產(chǎn)生的高水頭實現(xiàn)絕熱壓縮空氣儲能系統(tǒng)等壓運行；姚爾人等提出了一種兼具抽水蓄能技術(shù)和壓縮空氣儲能技術(shù)特點的恒壓型抽水壓縮空氣儲能系統(tǒng)；Qin等人提出一種基于噴霧的等溫壓縮系統(tǒng)，可大幅降低壓縮過程工質(zhì)溫升；孟沖等研究了壓縮空氣儲能系統(tǒng)高壓離心壓縮機進口導葉調(diào)節(jié)規(guī)律研究；邵梓一研究了壓縮空氣儲能系統(tǒng)透平內(nèi)部的流動機理及損失機制；萬明忠等分析總結(jié)了高精度三維地震物探方法在探測深部鹽穴形態(tài)時面臨的關(guān)鍵問題和處理技術(shù)；蔣中明等分析了我國適合建造地下巖穴儲氣庫的硬巖地層分布范圍及特點。
在壓縮空氣儲能熱電聯(lián)供方面，白珈于等研究了先進絕熱壓縮空氣儲能熱電聯(lián)供、聯(lián)儲的運行模式；薛小代等[21]針對城市社區(qū)，提出一種基于壓縮空氣儲能的微能源網(wǎng)設計方案，綜合能量利用效率達到174.1%；嚴毅等設計了一套基于三通閥的冷熱電三聯(lián)供系統(tǒng)，并提出了不同季節(jié)下的運行策略；劉輝等從熱力學角度分析了基于壓縮空氣儲能的分布式能源系統(tǒng)，一次能源效率約為85.32%；鄭麒麟等用三元太陽鹽替代傳統(tǒng)導熱油，計算了60 MW級壓縮空氣儲能的最優(yōu)熱力系統(tǒng)參數(shù)。
目前壓縮空氣儲能的熱電聯(lián)供大多采用對系統(tǒng)產(chǎn)生的低品位熱量再加熱用于供熱，并不能提升原有系統(tǒng)的熱品位。結(jié)合高溫熔鹽儲熱系統(tǒng)可以大幅提升膨脹機進氣溫度，將原有機組中低品位熱量用于供熱、供汽，滿足工業(yè)園區(qū)的熱、汽、電三聯(lián)供需求，提升壓縮空氣儲能系統(tǒng)的能量利用效率。
本文提出了一種耦合熔鹽儲熱的壓縮空氣儲能系統(tǒng)，該系統(tǒng)可以在用電低谷期儲存低價電能，在用電高峰期通過儲存熔鹽的高品位熱能回熱壓縮空氣儲能的工質(zhì)能量密度后進入膨脹系統(tǒng)發(fā)電，并利用余熱對周邊的工業(yè)園區(qū)實現(xiàn)供熱供汽，提升壓縮空氣儲能系統(tǒng)的綜合能量利用效率。本文通過構(gòu)建復合系統(tǒng)的熱力學模型，研究了系統(tǒng)的最優(yōu)運行參數(shù)，依據(jù)典型地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場交易政策及其他補貼政策，分析了不同運行參數(shù)下系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟性，可為耦合熔鹽儲熱的壓縮空氣儲能技術(shù)產(chǎn)業(yè)化提供工程經(jīng)濟層面的指導。
1 熔鹽儲熱耦合壓縮空氣儲能系統(tǒng)
1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)
本文設計了一種熔鹽儲熱耦合壓縮空氣儲能復合供能系統(tǒng)，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。圖1中C1—C3為壓縮機，在儲能時，通過電能驅(qū)動壓縮機C1—C3將大氣環(huán)境中的空氣壓縮后儲存在儲氣庫中，每段壓縮機后通過1臺油氣換熱器與1臺氣水換熱器對排氣進行冷卻降溫，通過高溫導熱油（T66）與熱水吸收產(chǎn)生的壓縮熱分別儲存在熱油罐HWT與熱水罐HTT中，同時通過電加熱器將低溫熔鹽罐CST中的熔鹽（二元太陽鹽KNaO3、NaNO3）加熱后儲存在高溫熔鹽罐HST中。在釋能時，依次通過氣水換熱器、油氣換熱器、熔鹽換熱器后升溫的高壓空氣進入空氣膨脹機T1，并驅(qū)動發(fā)電機發(fā)電，同時未利用低溫熱水、高溫導熱油分別用于供熱及供汽。
1.2 系統(tǒng)運行參數(shù)
復合系統(tǒng)以發(fā)電參數(shù)100MW/400MWh為原始邊界條件進行設計，同時基于部分假設對系統(tǒng)計算進行簡化，考慮儲氣室壓力恒定，熱力系統(tǒng)均處于穩(wěn)態(tài)，忽略系統(tǒng)換熱器壓損及蓄熱系統(tǒng)的漏熱損失，系統(tǒng)運行邊界參數(shù)見表1。
2 系統(tǒng)能效評價及經(jīng)濟性模型
2.1 熱力系統(tǒng)能效評價模型
2.2 經(jīng)濟性評價模型
3 結(jié)果分析
3.1 儲氣壓力對系統(tǒng)效率的影響
儲氣壓力是壓縮空氣儲能熱力系統(tǒng)設計的關(guān)鍵因素，圖2為不同儲氣壓力下系統(tǒng)效率及排氣溫度的變化。由圖2可見，隨著儲氣壓力提高，膨脹系統(tǒng)排氣溫度降低，系統(tǒng)排氣熱損失減少。隨著儲氣壓力提升，系統(tǒng)?效率先增加后降低，在儲氣壓力為7 MPa時，系統(tǒng)?效率最高，這是由于當儲氣壓力小于7 MPa時，導熱油系統(tǒng)蓄熱溫度降低，熔鹽換熱器入口空氣溫度降低導致熔鹽出口溫度降低，需要提升熔鹽加熱器功率，由于熔鹽加熱器熱電轉(zhuǎn)換效率偏低產(chǎn)生?損，因此?效率降低；當儲氣壓力大于7 MPa后，蓄熱溫度達到上限320℃，進一步提升儲氣壓力后，前2段壓縮機由于蓄熱溫度限制，無法進一步提升壓比，而第3段壓縮機提升壓比后壓縮機無法回熱，系統(tǒng)?效率降低。
儲氣壓力由5 MPa增至10 MPa過程中，系統(tǒng)熱效率在儲氣壓力7 MPa時最高，達到86.54%。這是由于在儲氣壓力小于7 MPa時，系統(tǒng)發(fā)電效率低，排氣溫度高，排氣損失大；當壓力高于7 MPa時，第3段壓縮機產(chǎn)生的壓縮熱溫度偏低，無法利用，因此熱效率低。當儲氣壓力超過11 MPa后，第3段壓縮機排氣溫度進一步增加超過95℃，因此可以通過冷卻水吸收熱量用于供熱。此外，隨著儲氣壓力增加排氣溫度進一步降低，排氣損失降低，因此儲氣壓力超過11 MPa后系統(tǒng)熱效率顯著提升。
3.2 壓縮機排氣溫度對系統(tǒng)?效率的影響
系統(tǒng)?效率與壓縮系統(tǒng)設計密切相關(guān)，2段壓縮機排氣溫度相同可以避免蓄熱系統(tǒng)產(chǎn)生額外?損，3.1節(jié)系統(tǒng)?效率最高點在儲氣壓力為7 MPa時。定義壓縮系統(tǒng)排氣溫度特征系數(shù)a=K1,2/K3，其中K1,2為第1、第2段壓縮機排氣溫度，K3為第3段壓縮機排氣溫度，單位均為K。分析壓縮系統(tǒng)各段排氣溫度對系統(tǒng)?效率、熱效率的影響，圖3為特征系數(shù)a對系統(tǒng)效率的影響。
由圖3可見：隨著特征系數(shù)a降至1，前2段排氣溫度降低，第3段壓縮機排氣溫度升高，系統(tǒng)?效率降低；以溫度特征系數(shù)a=1.42為分界點，系統(tǒng)熱效率分2段式降低。
這是由于隨著a減小，系統(tǒng)蓄熱品位由上限降低至220℃，導致系統(tǒng)需要額外電輔熱提升供汽溫度和回熱溫度，受限于電輔熱的熱電轉(zhuǎn)換效率，因此?效率降低。當溫度特征系數(shù)a≤1.42時，第3段壓縮機排氣溫度超過95℃，3段壓縮機產(chǎn)生的壓縮熱可以用于供熱水，因此系統(tǒng)熱效率階躍式提升后繼續(xù)隨著特征系數(shù)a的降低而下降。
3.3 儲氣壓力對系統(tǒng)經(jīng)濟性的影響
儲氣壓力對系統(tǒng)經(jīng)濟性影響如圖4所示。由圖4可見，復合系統(tǒng)年收益與系統(tǒng)熱效率趨勢一致，由于儲氣壓力提升后，質(zhì)量流量不會降低，儲氣庫庫容減小，系統(tǒng)造價降低；雖然年收益在儲氣壓力7~10 MPa范圍內(nèi)有下降，但由于系統(tǒng)造價降低幅度更大，因此內(nèi)部收益率反而有小幅提升。當儲氣壓力超過11 MPa后，由于額外供熱的原因，系統(tǒng)收益顯著增加，因此內(nèi)部收益率隨之大幅增加。
此外，儲氣壓力為7 MPa時，系統(tǒng)?效率雖然達到最高值，但針對供熱、供汽、供電的實際工程應用場景，系統(tǒng)熱效率對于經(jīng)濟性的影響更大。
3.4 電價浮動比例機制下系統(tǒng)經(jīng)濟性的變化
系統(tǒng)浮動收益主要分為供熱收益和供電收益，供電收益受電價影響較大，而不同地區(qū)電價差別大，因此需要分析電價浮動比例對系統(tǒng)收益及投資回報率的影響。以0.4元/(kW·h)為基準電價，分析電價浮動比例由20%升至50%時投資回報率變化。
圖5為電價浮動比例對系統(tǒng)經(jīng)濟性的影響。由圖5可見，以6.5%為基準收益率評價本系統(tǒng)，在電價浮動比例50%、40%條件下，本系統(tǒng)均具有良好的投資收益率；當電價浮動比例為30%時，需要提升系統(tǒng)儲氣壓力從而獲得額外供熱收益才能保證項目整體收益率；當電價浮動比例小于20%時，系統(tǒng)收益欠佳。
3.5 基于實際電力現(xiàn)貨交易的經(jīng)濟性分析
目前多數(shù)省份已完成了電力現(xiàn)貨市場規(guī)則的編制，并進入了試運行或連續(xù)結(jié)算試運行階段?；谏綎|省電力現(xiàn)貨市場交易機制，對儲氣壓力為7 MPa（工況1）、12 MPa（工況2）下復合系統(tǒng)經(jīng)濟性進行分析，結(jié)果見表3。
依據(jù)山東某儲能電站2022—2023年的現(xiàn)貨市場交易歷史結(jié)算數(shù)據(jù)，單日連續(xù)時長最低電價、最高電價見表3。不同儲能時長下，復合系統(tǒng)的經(jīng)濟性如圖6所示。由圖6及表3可見，隨著儲能時長增加，復合系統(tǒng)儲能電功率降低，系統(tǒng)總造價呈下降趨勢；隨著儲能時長增加，復合系統(tǒng)內(nèi)部收益率先增加后降低，儲能時長6 h時，內(nèi)部收益率最優(yōu)。這是由于隨著儲能時長增加，系統(tǒng)造價逐步降低，但購電電價上升，在儲能8 h時購電電價大幅增至0.242元/(kW·h)，使得現(xiàn)貨市場售電收益大幅降低，電收益占比下降，因此內(nèi)部收益率有所降低。在熱、汽、電聯(lián)供的應用場景下，工況2內(nèi)部收益率顯著高于工況1，這是由于工況2的第3段壓縮熱可用于供熱水，供熱收益顯著增加。
在維持系統(tǒng)儲能時長6 h的基礎(chǔ)上，不同發(fā)電時長的復合系統(tǒng)在工況1、工況2下的經(jīng)濟性如圖7所示。由圖7可見：隨著發(fā)電時長的增加，復合系統(tǒng)儲能容量提升，系統(tǒng)總造價顯著提升；由于儲能容量的增加，系統(tǒng)發(fā)電量、供熱量、供汽量也同比例增加；由于售電電價降低，因此現(xiàn)貨市場售電收益占比降低；在熱汽電聯(lián)供的應用場景下，工況1在發(fā)電時長為6 h時內(nèi)部收益率最優(yōu)，工況2在發(fā)電時長8 h時內(nèi)部收益率最優(yōu)，這是由于工況2供熱比例更高，發(fā)電時長對供熱、供汽收益無影響，因此提升系統(tǒng)儲能容量對工況2的收益提升較大；而工況1的電收益比例更高，由于增加發(fā)電時長后，售電電價大幅下降，因此工況1在發(fā)電時長為6 h時內(nèi)部收益率最優(yōu)。
在汽電聯(lián)供的場景下，工況1、工況2均在發(fā)電時長4 h時達到最優(yōu)內(nèi)部收益率；在僅供電的場景下，隨著發(fā)電時長增加，內(nèi)部收益率均呈下降趨勢。
4 結(jié)論
本文通過對復合系統(tǒng)進行建模仿真，分析了運行參數(shù)對系統(tǒng)?效率、熱效率的影響，依據(jù)典型電力交易政策以及運行模式，分析了本系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟性，具體結(jié)論如下。
1）基于100 MW/400 MW·h的發(fā)電需求，該復合系統(tǒng)在儲氣壓力為7 MPa時達到最佳系統(tǒng)?效率，此時系統(tǒng)?效率為64.98%，系統(tǒng)熱效率為86.54%；儲氣壓力超過11 MPa后，第3段壓縮系統(tǒng)供熱量增加，因此熱效率顯著提升。
2）壓縮系統(tǒng)排氣溫度對系統(tǒng)?效率、熱效率影響顯著，隨著壓縮系統(tǒng)排氣溫度系數(shù)降低，系統(tǒng)?效率下降，因此以?效率評價本系統(tǒng)，最佳設計方案應當使前2段壓縮機排氣溫度盡可能高，貼近蓄熱上限溫度。
3）隨著儲氣壓力提升，系統(tǒng)工質(zhì)流量降低，儲氣庫庫容減小，系統(tǒng)造價降低，系統(tǒng)收益增加，內(nèi)部收益率提升。
4）依據(jù)標桿電價固定比例浮動計算收益，當電價浮動比例小于20%，系統(tǒng)收益欠佳；基于電力現(xiàn)貨市場成交歷史數(shù)據(jù)計算收益，則最優(yōu)儲能時長為6 h；熱汽電三聯(lián)供應用場景下，工況1最優(yōu)發(fā)電時長6 h，工況2為8 h；汽電聯(lián)供應用場景下，2種工況均在發(fā)電時長4 h達到最優(yōu)內(nèi)部收益率；在僅供電時，內(nèi)部收益率均小于6.5%，項目不具備可行性。
