中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：2020年我國提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達(dá)到峰值，努力爭取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”的“雙碳”發(fā)展目標(biāo)。為了實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，我國能源生產(chǎn)和消費(fèi)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(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重要途徑。
截至2023年年底，我國新增電力裝機(jī)大約3.7億kW，非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量首次超過火電裝機(jī)容量，占總裝機(jī)容量比重首次突破50%；可再生能源發(fā)電的隨機(jī)性、波動(dòng)性、間歇性導(dǎo)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(chǔ)能技術(shù)通過在用電低谷期儲(chǔ)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(chǔ)能技術(shù)具有規(guī)模大、成本低、壽命長、環(huán)保等特點(diǎn)，是重要的新型儲(chǔ)能發(fā)展方向，具有廣闊的應(yīng)用前景和巨大的發(fā)展?jié)摿Α?
目前針對(duì)壓縮空氣儲(chǔ)能技術(shù)的研究涵蓋了熱力系統(tǒng)設(shè)計(jì)、主設(shè)備流動(dòng)特性研究、多應(yīng)用場景下復(fù)合系統(tǒng)以及儲(chǔ)氣室結(jié)構(gòu)特性等多個(gè)領(lǐng)域。在熱力系統(tǒng)設(shè)計(jì)方面，Lv等人利用水泵產(chǎn)生的高水頭實(shí)現(xiàn)絕熱壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)等壓運(yùn)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(chǔ)能技術(shù)特點(diǎn)的恒壓型抽水壓縮空氣儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)高壓離心壓縮機(jī)進(jìn)口導(dǎo)葉調(diào)節(jié)規(guī)律研究；邵梓一研究了壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)透平內(nèi)部的流動(dòng)機(jī)理及損失機(jī)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(shí)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(chǔ)氣庫的硬巖地層分布范圍及特點(diǎn)。
在壓縮空氣儲(chǔ)能熱電聯(lián)供方面，白珈于等研究了先進(jìn)絕熱壓縮空氣儲(chǔ)能熱電聯(lián)供、聯(lián)儲(chǔ)的運(yùn)行模式；薛小代等[21]針對(duì)城市社區(qū)，提出一種基于壓縮空氣儲(chǔ)能的微能源網(wǎng)設(shè)計(jì)方案，綜合能量利用效率達(dá)到174.1%；嚴(yán)毅等設(shè)計(jì)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(yùn)行策略；劉輝等從熱力學(xué)角度分析了基于壓縮空氣儲(chǔ)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(dǎo)熱油，計(jì)算了60 MW級(jí)壓縮空氣儲(chǔ)能的最優(yōu)熱力系統(tǒng)參數(shù)。
目前壓縮空氣儲(chǔ)能的熱電聯(lián)供大多采用對(duì)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(chǔ)熱系統(tǒng)可以大幅提升膨脹機(jī)進(jìn)氣溫度，將原有機(jī)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(chǔ)能系統(tǒng)的能量利用效率。
本文提出了一種耦合熔鹽儲(chǔ)熱的壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)，該系統(tǒng)可以在用電低谷期儲(chǔ)存低價(jià)電能，在用電高峰期通過儲(chǔ)存熔鹽的高品位熱能回?zé)釅嚎s空氣儲(chǔ)能的工質(zhì)能量密度后進(jìn)入膨脹系統(tǒng)發(fā)電，并利用余熱對(duì)周邊的工業(yè)園區(qū)實(shí)現(xiàn)供熱供汽，提升壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)的綜合能量利用效率。本文通過構(gòu)建復(fù)合系統(tǒng)的熱力學(xué)模型，研究了系統(tǒng)的最優(yōu)運(yùn)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(bǔ)貼政策，分析了不同運(yùn)行參數(shù)下系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，可為耦合熔鹽儲(chǔ)熱的壓縮空氣儲(chǔ)能技術(shù)產(chǎn)業(yè)化提供工程經(jīng)濟(jì)層面的指導(dǎo)。
1 熔鹽儲(chǔ)熱耦合壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)
1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)
本文設(shè)計(jì)了一種熔鹽儲(chǔ)熱耦合壓縮空氣儲(chǔ)能復(fù)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(jī)，在儲(chǔ)能時(shí)，通過電能驅(qū)動(dòng)壓縮機(jī)C1—C3將大氣環(huán)境中的空氣壓縮后儲(chǔ)存在儲(chǔ)氣庫中，每段壓縮機(jī)后通過1臺(tái)油氣換熱器與1臺(tái)氣水換熱器對(duì)排氣進(jìn)行冷卻降溫，通過高溫導(dǎo)熱油（T66）與熱水吸收產(chǎn)生的壓縮熱分別儲(chǔ)存在熱油罐HWT與熱水罐HTT中，同時(shí)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(chǔ)存在高溫熔鹽罐HST中。在釋能時(shí)，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(jìn)入空氣膨脹機(jī)T1，并驅(qū)動(dòng)發(fā)電機(jī)發(fā)電，同時(shí)未利用低溫?zé)崴?、高溫?dǎo)熱油分別用于供熱及供汽。
1.2 系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)
復(fù)合系統(tǒng)以發(fā)電參數(shù)100MW/400MWh為原始邊界條件進(jìn)行設(shè)計(jì)，同時(shí)基于部分假設(shè)對(duì)系統(tǒng)計(jì)算進(jìn)行簡化，考慮儲(chǔ)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(yùn)行邊界參數(shù)見表1。
2 系統(tǒng)能效評(píng)價(jià)及經(jīng)濟(jì)性模型
2.1 熱力系統(tǒng)能效評(píng)價(jià)模型
2.2 經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)模型
3 結(jié)果分析
3.1 儲(chǔ)氣壓力對(duì)系統(tǒng)效率的影響
儲(chǔ)氣壓力是壓縮空氣儲(chǔ)能熱力系統(tǒng)設(shè)計(jì)的關(guān)鍵因素，圖2為不同儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)氣壓力提升，系統(tǒng)?效率先增加后降低，在儲(chǔ)氣壓力為7 MPa時(shí)，系統(tǒng)?效率最高，這是由于當(dāng)儲(chǔ)氣壓力小于7 MPa時(shí)，導(dǎo)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(dǎo)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(dāng)儲(chǔ)氣壓力大于7 MPa后，蓄熱溫度達(dá)到上限320℃，進(jìn)一步提升儲(chǔ)氣壓力后，前2段壓縮機(jī)由于蓄熱溫度限制，無法進(jìn)一步提升壓比，而第3段壓縮機(jī)提升壓比后壓縮機(jī)無法回?zé)?，系統(tǒng)?效率降低。
儲(chǔ)氣壓力由5 MPa增至10 MPa過程中，系統(tǒng)熱效率在儲(chǔ)氣壓力7 MPa時(shí)最高，達(dá)到86.54%。這是由于在儲(chǔ)氣壓力小于7 MPa時(shí)，系統(tǒng)發(fā)電效率低，排氣溫度高，排氣損失大；當(dāng)壓力高于7 MPa時(shí)，第3段壓縮機(jī)產(chǎn)生的壓縮熱溫度偏低，無法利用，因此熱效率低。當(dāng)儲(chǔ)氣壓力超過11 MPa后，第3段壓縮機(jī)排氣溫度進(jìn)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(chǔ)氣壓力增加排氣溫度進(jìn)一步降低，排氣損失降低，因此儲(chǔ)氣壓力超過11 MPa后系統(tǒng)熱效率顯著提升。
3.2 壓縮機(jī)排氣溫度對(duì)系統(tǒng)?效率的影響
系統(tǒng)?效率與壓縮系統(tǒng)設(shè)計(jì)密切相關(guān)，2段壓縮機(jī)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(diǎn)在儲(chǔ)氣壓力為7 MPa時(shí)。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(jī)排氣溫度，K3為第3段壓縮機(jī)排氣溫度，單位均為K。分析壓縮系統(tǒng)各段排氣溫度對(duì)系統(tǒng)?效率、熱效率的影響，圖3為特征系數(shù)a對(duì)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(jī)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(diǎn)，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(dǎo)致系統(tǒng)需要額外電輔熱提升供汽溫度和回?zé)釡囟?，受限于電輔熱的熱電轉(zhuǎn)換效率，因此?效率降低。當(dāng)溫度特征系數(shù)a≤1.42時(shí)，第3段壓縮機(jī)排氣溫度超過95℃，3段壓縮機(jī)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(chǔ)氣壓力對(duì)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的影響
儲(chǔ)氣壓力對(duì)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性影響如圖4所示。由圖4可見，復(fù)合系統(tǒng)年收益與系統(tǒng)熱效率趨勢(shì)一致，由于儲(chǔ)氣壓力提升后，質(zhì)量流量不會(huì)降低，儲(chǔ)氣庫庫容減小，系統(tǒng)造價(jià)降低；雖然年收益在儲(chǔ)氣壓力7~10 MPa范圍內(nèi)有下降，但由于系統(tǒng)造價(jià)降低幅度更大，因此內(nèi)部收益率反而有小幅提升。當(dāng)儲(chǔ)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(chǔ)氣壓力為7 MPa時(shí)，系統(tǒng)?效率雖然達(dá)到最高值，但針對(duì)供熱、供汽、供電的實(shí)際工程應(yīng)用場景，系統(tǒng)熱效率對(duì)于經(jīng)濟(jì)性的影響更大。
3.4 電價(jià)浮動(dòng)比例機(jī)制下系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的變化
系統(tǒng)浮動(dòng)收益主要分為供熱收益和供電收益，供電收益受電價(jià)影響較大，而不同地區(qū)電價(jià)差別大，因此需要分析電價(jià)浮動(dòng)比例對(duì)系統(tǒng)收益及投資回報(bào)率的影響。以0.4元/(kW·h)為基準(zhǔn)電價(jià)，分析電價(jià)浮動(dòng)比例由20%升至50%時(shí)投資回報(bào)率變化。
圖5為電價(jià)浮動(dòng)比例對(duì)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的影響。由圖5可見，以6.5%為基準(zhǔn)收益率評(píng)價(jià)本系統(tǒng)，在電價(jià)浮動(dòng)比例50%、40%條件下，本系統(tǒng)均具有良好的投資收益率；當(dāng)電價(jià)浮動(dòng)比例為30%時(shí)，需要提升系統(tǒng)儲(chǔ)氣壓力從而獲得額外供熱收益才能保證項(xiàng)目整體收益率；當(dāng)電價(jià)浮動(dòng)比例小于20%時(shí)，系統(tǒng)收益欠佳。
3.5 基于實(shí)際電力現(xiàn)貨交易的經(jīng)濟(jì)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(jìn)入了試運(yùn)行或連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行階段。基于山東省電力現(xiàn)貨市場交易機(jī)制，對(duì)儲(chǔ)氣壓力為7 MPa（工況1）、12 MPa（工況2）下復(fù)合系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，結(jié)果見表3。
依據(jù)山東某儲(chǔ)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(shí)長最低電價(jià)、最高電價(jià)見表3。不同儲(chǔ)能時(shí)長下，復(fù)合系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性如圖6所示。由圖6及表3可見，隨著儲(chǔ)能時(shí)長增加，復(fù)合系統(tǒng)儲(chǔ)能電功率降低，系統(tǒng)總造價(jià)呈下降趨勢(shì)；隨著儲(chǔ)能時(shí)長增加，復(fù)合系統(tǒng)內(nèi)部收益率先增加后降低，儲(chǔ)能時(shí)長6 h時(shí)，內(nèi)部收益率最優(yōu)。這是由于隨著儲(chǔ)能時(shí)長增加，系統(tǒng)造價(jià)逐步降低，但購電電價(jià)上升，在儲(chǔ)能8 h時(shí)購電電價(jià)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(yīng)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(chǔ)能時(shí)長6 h的基礎(chǔ)上，不同發(fā)電時(shí)長的復(fù)合系統(tǒng)在工況1、工況2下的經(jīng)濟(jì)性如圖7所示。由圖7可見：隨著發(fā)電時(shí)長的增加，復(fù)合系統(tǒng)儲(chǔ)能容量提升，系統(tǒng)總造價(jià)顯著提升；由于儲(chǔ)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(jià)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(yīng)用場景下，工況1在發(fā)電時(shí)長為6 h時(shí)內(nèi)部收益率最優(yōu)，工況2在發(fā)電時(shí)長8 h時(shí)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(shí)長對(duì)供熱、供汽收益無影響，因此提升系統(tǒng)儲(chǔ)能容量對(duì)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(shí)長后，售電電價(jià)大幅下降，因此工況1在發(fā)電時(shí)長為6 h時(shí)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(shí)長4 h時(shí)達(dá)到最優(yōu)內(nèi)部收益率；在僅供電的場景下，隨著發(fā)電時(shí)長增加，內(nèi)部收益率均呈下降趨勢(shì)。
4 結(jié)論
本文通過對(duì)復(fù)合系統(tǒng)進(jìn)行建模仿真，分析了運(yùn)行參數(shù)對(duì)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(yùn)行模式，分析了本系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，具體結(jié)論如下。
1）基于100 MW/400 MW·h的發(fā)電需求，該復(fù)合系統(tǒng)在儲(chǔ)氣壓力為7 MPa時(shí)達(dá)到最佳系統(tǒng)?效率，此時(shí)系統(tǒng)?效率為64.98%，系統(tǒng)熱效率為86.54%；儲(chǔ)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(duì)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(píng)價(jià)本系統(tǒng)，最佳設(shè)計(jì)方案應(yīng)當(dāng)使前2段壓縮機(jī)排氣溫度盡可能高，貼近蓄熱上限溫度。
3）隨著儲(chǔ)氣壓力提升，系統(tǒng)工質(zhì)流量降低，儲(chǔ)氣庫庫容減小，系統(tǒng)造價(jià)降低，系統(tǒng)收益增加，內(nèi)部收益率提升。
4）依據(jù)標(biāo)桿電價(jià)固定比例浮動(dòng)計(jì)算收益，當(dāng)電價(jià)浮動(dòng)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(jì)算收益，則最優(yōu)儲(chǔ)能時(shí)長為6 h；熱汽電三聯(lián)供應(yīng)用場景下，工況1最優(yōu)發(fā)電時(shí)長6 h，工況2為8 h；汽電聯(lián)供應(yīng)用場景下，2種工況均在發(fā)電時(shí)長4 h達(dá)到最優(yōu)內(nèi)部收益率；在僅供電時(shí)，內(nèi)部收益率均小于6.5%，項(xiàng)目不具備可行性。
