基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統研究

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，傳統壓縮空氣儲能系統在儲氣裝置容積和能量轉換效率方面存在一定的挑戰。本文提出一種創新性的定壓膨脹發電系統，旨在大幅減小儲氣裝置的容積，同時提高發電效率。

本系統保持儲氣裝置內部壓力不變，通過定壓膨脹方式實現發電，從而消除常規系統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，簡化系統并提高系統安全性。為了驗證該系統的可行性，對系統參數進行模擬和性能評估，分析其電—電轉換效率和對儲氣系統造價的影響。

1 常規壓縮空氣儲能系統

1.1 常規壓縮空氣儲能系統簡介

國內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，壓縮空氣儲能系統流程如圖1 所示。

圖1 常規壓縮空氣儲能系統流程圖

常規壓縮空氣儲能系統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，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過熱交換器，與儲存的熱媒介進行熱交換，實現熱能釋放。經過熱交換，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，驅動發電機產生電能。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 常規壓縮空氣儲能系統存在的問題

雖然常規壓縮空氣儲能系統已經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變化：在釋能過程中，膨脹機入口的壓力會持續下降，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間運行，進而影響整個系統的能量轉換效率[5]。此外，過大的壓力波動還會對膨脹機的運行穩定性產生負面影響，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啟動時，需要消耗電力和時間建立墊底氣壓，這會增加系統的運行成本。

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。根據國內已完成可行性研究設計和已經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，增加了泄漏和爆炸等安全風險。同時，高壓狀態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

2.1 基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統設計

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、提高發電效率。為消除墊底氣量影響，釋能過程中持續補充與發電耗氣量等體積的液態水，以保持儲氣裝置壓力穩定。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。

儲熱系統采用1.6 MPa 熱水作為熱媒介質，為確保熱媒介質不汽化，儲熱系統溫度范圍設定為50 ～ 180 ℃。基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統流程如圖2 所示。

圖2 基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統流程圖

2.2 基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統運行方法

2.2.1 儲能過程運行方法

系統開始儲能時，一段、二段壓縮機串聯運行，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，水經管道被擠壓至常壓儲水裝置，此時系統的狀態如圖3 所示。

圖3 儲氣開始后系統狀態示意圖

當儲氣裝置內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，持續儲存壓縮空氣。

當儲氣裝置內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，此時系統的狀態如圖4 所示。

圖4 儲氣完成后系統狀態示意圖

2.2.2 釋能過程運行方法

系統開始釋能時，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，將常壓儲水裝置內的水不斷壓入儲氣裝置中，以維持儲氣裝置內壓力不變。高壓氣體經一級空氣加熱器升溫后進入一級膨脹機做功發電；一級膨脹機的排氣經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狀態如圖5 所示。

圖5 釋能開始一段時間后系統狀態示意圖

當儲氣裝置內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，儲氣裝置內的壓力降至正常壓力，系統恢復到初始的待儲狀態。

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。根據國內火電靈活性改造中大容量常壓蓄熱水罐的制造經驗，常壓儲水裝置的單位造價可按800 元/m3估算，儲氣系統總造價為2.77 億元，約為常規方案造價的49.63%。

3 系統參數及效率

采用化工、能源行業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，采用循環冷卻水進行降溫后注入儲氣裝置內。壓縮及儲熱系統參數見表1 所列。

表1 壓縮及儲熱系統參數表

膨脹機的設計和生產主要源自蒸汽輪機技術，300 MW 級膨脹機及發電機已經非常成熟，因此，膨脹側采用單線方案，放熱及膨脹系統參數見表2 所列。

表2 放熱及膨脹系統參數表

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，待儲氣裝置內部壓力提高至一定程度后，三段、四段壓縮機才陸續投入運行，因此，整體耗電量低于常規帶墊底氣壓的壓縮空氣系統。綜合考慮各段壓縮機的流量、排氣壓力與儲氣裝置的容積，根據理想氣體狀態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、運行控制和系統安全等要素，基于定壓供氣的壓縮空氣儲能系統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的優勢在于：①儲氣裝置容積大幅縮減，儲氣系統造價約為常規方案的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即可實現額定負荷發電，控制系統運行簡單；③膨脹機進氣壓力始終維持高壓狀態，體積流量低，膨脹機設備尺寸和進氣管道規格均較小，降低初始投資；④儲氣裝置內部壓力始終不變，不會因為持續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優化定壓泵的驅動方案，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，分析定壓泵系統的技術經濟性。

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