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压缩空气储能技术研发现状及应用前景

2018-7-16 10:19| 发布者: crystal| 查看: 537| 评论: 0|来自: 高科技与产业化

       储能技术是解决可再生能源大规模接入、提高常规电力系统和区域能源系统效率、安全性和经济性的迫切需要,被称为能源革命的支撑技术。压缩空气储能系统具有规模大、效率高、成本低、环保等优点,被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。

  压缩空气储能技术概述

  储能技术可解决可再生能源大规模接入、提高常规电力系统和区域能源系统效率、安全性和经济性的迫切需要,被称为能源革命的支撑技术。截至2016年底,我国储能装机为24.2GW,约占全国电力总装机的1.5%,远低于世界2.7%的平均水平。预计到2050年,我国储能装机将达到200GW以上,占发电总量的10%~15%,市场需求巨大而迫切。压缩空气储能系统具有规模大、效率高、成本低、环保等优点,被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。

  目前,全球已有两座大规模压缩空气储能电站投入了商业运行。

  第一座是1978年投入商业运行的德国Huntorf电站(图1)。机组采用两级压缩两级膨胀,压缩机功率为60MW,膨胀机功率为290MW(2007年扩容至321MW),压缩空气存储在地下600米的废弃矿洞中,总容积达3.1×105m3,压力最高可达100bar。机组可连续充气8小时,连续发电2小时。机组从静止到满负荷需要11分钟,冷态启动至满负荷约需6分钟,电站效率为42%。

  第二座是于1991年投入商业运行的美国McIntosh电站(图2)。其储气洞穴在地下450米,总容积达5.6×105m3,储气压力约为75bar。该电站压缩机功率为50MW,膨胀机功率为110MW,可实现连续41小时充气和26小时发电,机组从启动到满负荷约需9分钟,系统效率为54%。另外,日本于2001年在北海道空知郡投运了上砂川町2MW压缩空气储能示范项目。其余国家如瑞士、法国、英国、意大利、俄罗斯、以色列、芬兰、南非和韩国等国家也在积极开发压缩空气储能电站。

  以上商业电站均属于传统压缩空气储能技术(图3)。在用电低谷,压缩机将空气压缩并存于储气室中,使电能转化为空气的内能存储起来;在用电高峰,高压空气从储气室释放,进入燃烧室同燃料一起燃烧,然后驱动透平发电。

  但传统压缩空气储能系统存在三个技术瓶颈,一是依赖天然气等化石燃料提供热源,不适合我国这类“缺油少气”的国家;二是需要特殊地理条件建造大型储气室,如高气密性的岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等;三是系统效率较低(分别为42%、54%),需进一步提高。

  新型压缩空气储能技术研发进展

  为解决传统压缩空气储能的技术瓶颈问题,近年来,国内外学者开展了新型压缩空气储能技术研发工作,包括绝热压缩空气储能、蓄热式压缩空气储能及等温压缩空气储能(不使用燃料)、液态空气储能(不使用大型储气室)、超临界压缩空气储能(不使用大型储气室、不使用燃料)等。

  绝热式压缩空气储能

  绝热式压缩空气储能技术通过储热装置回收压缩热并储存,使压缩及膨胀过程近似于绝热过程,不必燃烧化石燃料,并且能保持较高的储能密度及效率。其工作原理为:储能时,通过压缩机将空气压缩至高温高压状态后,通过储热系统将压缩热储存,空气降温并储存在储罐中。释能时,将高压空气释放,利用储存的压缩热使空气升温,由高温高压空气推动膨胀机做功发电。

  该系统回收了压缩热并且再利用,使系统效率得到了较大提高,同时去除了燃烧室,实现了零排放。但由于压缩机级间不回收热量、冷却空气,故压缩过程能耗较高。由于压缩机出口的空气温度高,对设备材料要求高。

  德国RWE Power公司于2010年启动ADELE项目,设计储热温度600℃,设计储气压力100bar,理论设计效率可达70%,该项目一直处于论证阶段。

  蓄热式压缩空气储能

  蓄热式压缩空气储能又被称作先进绝热压缩空气储能,其原理同绝热压缩空气储能类似,区别在于该系统在压缩过程级间换热及储热,绝热压缩空气储能在全部压缩过程结束后储热。相较于绝热压缩空气储能,蓄热式压缩空气储能系统的储热温度及储能密度较低,但其压缩机耗能减小,且对于压缩机材料要求不高。该系统缺点在于增加了多级换热及储热,系统初投资有所增加。

  中国科学院工程热物理研究所于2013年在廊坊建成国内首套1.5MW蓄热式压缩空气储能示范系统,于2016年在贵州毕节建成国际首套10MW示范系统,效率达60.2%,是全球目前效率最高的压缩空气储能系统。

  等温压缩空气储能

  等温压缩空气储能系统是指通过一定措施(如活塞、喷淋、底部注气等),通过比热容大的液体(水或者油)提供近似恒定的温度环境,增大气液接触面积和接触时间,使空气在压缩和膨胀过程中无限接近于等温过程,将热损失降到最低,从而提高系统效率,其理论效率可达70%以上。此外,该技术不必提供外部热源,还可以减少部件的热应力。但该系统也存在一定问题,在压缩过程中,部分空气溶解于水中而没有存储到储气罐,造成部分能量损失。

  美国SustainX公司于2013年在美国New Hampshire州建成1.5MW/1.5MWh的示范系统。美国General Compression公司于2012年在美国Texas州建成2MW/500MWh示范系统。目前,上述两家公司已经合并成立GCX能源公司,继续开展压缩空气储能技术开发工作。美国的Lightsail公司也开展等温压缩空气储能研发,目前正在加拿大Nova Scotia省建设500kW/3MWh示范项目。

  液态空气储能

  液态压缩空气储能是将电能转化为液态空气的内能以实现能量存储的技术。储能时,利用富余电能驱动电动机将空气压缩、冷却、液化后注入低温储罐储存;发电时,液态空气从储罐中引出,加压后送入蓄冷装置将冷量储存并使空气升温气化,高压气态空气通过换热器进一步升温后进入膨胀机做功发电。由于液态空气的密度远大于气态空气,其储气室容积可减少约20倍,大幅压缩系统占地面积,综合成本有下降的空间。但由于系统增加液化冷却和气化加热过程,增加了额外损耗。

  英国Highview储能公司于2010年建成350kW/2.5MWh液态空气储能示范系统并成功投运,目前正在开展5MW/15MWh示范电站建设。中科院工程热物理所于2013年在廊坊建成1.5MW液态空气储能示范系统。其余机构如中科院理化技术研究所、智能电网研究院、东南大学、昆明理工大学等也开展了相关理论及实验研究。

  超临界压缩空气储能

  2009年,中科院工程热物理所在国际上原创性地提出超临界压缩空气储能技术。该技术利用超临界状态下的流体兼有液体和气体的双重优点,比如接近液体的较高的密度、比热容和溶解度,良好的传热传质特性;同时也具有类似气体的粘度小、扩散系数大、渗透性好、互溶性强等优点。

  其工作原理是:1)储能过程,利用富余电能通过压缩机将空气压缩到超临界状态,通过储热系统回收压缩热后,利用储冷系统存储的冷能将空气冷却液化,并储于低温储罐中;2)释能过程,液态空气加压后,通过储冷系统将冷量储存,空气吸热至超临界状态,并吸收储热系统储存的压缩热使空气进一步升温,通过膨胀机驱动电机发电。

  目前,该技术为中科院工程热物理所的专利技术。中科院工程热物理所于2011年在北京建成15kW原理样机,并于2013年在廊坊建成1.5MW示范系统,系统效率达52.1%。目前,10MW级示范项目正在建设中。

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