基于蒙西地区风电特性的CAES电站的设计与研究

楚 攀，贾 斌，王 蕊，樊泽国

（中国能源建设集团广东省电力设计研究院，广东 广州 510663）

内蒙古自治区是我国风能资源丰富的地区之一，具备大规模开发风电的自然条件，技术可开发量约3亿千瓦，约占全国风能资源储量的30%以上，居全国首位。全区年平均风速3.2 m/s，年平均风能功率密度 100～200W/m2，年平均可利用小时数4000～7800 h，年最长连续无有效风速小时数小于100 h。截止2012年底，内蒙古自治区西部电网总装机容量4500万千瓦，其中风电装机容量980万千瓦，光伏装机容量31万千瓦，在建的抽水蓄能电站120万千瓦。2011年蒙西风电上网电量为128亿千瓦时，2012年蒙西风电上网电网为174亿千瓦时（占总上网电量的 17.3%）。“十二五”期间计划建设总容量1亿千瓦，其中风电3300万千瓦，届时风电的装机容量占比将达到30%以上[1]。

由于风电具有与常规电源完全不同的特性，且风资源丰富的地区通常都位于电网的末端，电网网架结构相对薄弱，电网对接纳风电和消除风电不稳定性对电网影响方法单一，风电快速、大规模的发展使得电网消纳风电的困难更加凸显，严重阻碍了风电的健康快速发展，也使得风电开发建设遇到了前所未有的发展瓶颈。一方面内蒙古自治区本身电网容量小，无法满足包括风电机组在内的发电设备对上网负荷的需求；另一方面，在内蒙古漫长的供暖季（每年10月15日至次年4月15日），为了保证居民供热，火电机组“以热定电”，整个内蒙古电网可用的调峰余量更加有限，会出现大规模风电场弃风现象，尤其是在风电出力较大的后半夜（0：00—6：00），弃风的风电装机容量达到50%～80%。大规模的风电弃风造成风电这种绿色的可再生能源的大量浪费。据不完全统计，2012年全国弃风电量约200亿千瓦时，仅内蒙古弃风电量就达26亿千瓦时。

随着风电在“十二五”期间的持续发展，风电的并网安全问题将越来越严峻。既要满足风电的上网需求，同时又要保证电网的安全稳定运行，成为电力工作者面对的一个难题。电网的调峰能力在某种程度上决定了风电的上网负荷。目前，我国主要采用火电来平衡风电大规模并网。但大规模频繁采用并不可行。原因在于频繁增减火电厂出力，将破坏燃煤电厂发电系统，降低发电效率，缩短设备使用寿命。特别是“十二五”期间风电快速发展，仅仅采用火电平衡风电的方式已经难以满足风电的发展需求。

内蒙古地区为了应对大量的风电并网，在呼和浩特市建造了一座抽水蓄能电站，但目前运营情况并不理想。在内蒙古风力资源丰富的地区，适合建造抽水蓄能电站的地点很少，大部分地区的降水量小于蒸发量。因此，大规模压缩空气储能成为内蒙古储能系统颇具竞争力的风电/储能解决方案[2-3]。

1 蒙西地区风电出力特性分析

1.1 风电出力相关性分析

风电场与常规发电厂有很大的不同，首先风电场的出力受风的影响是随机波动的，在绝大多数情况下低于其装机容量；其次，一个地区可能存在多个风电场，即一个地区风电场的分布是分散的；第三，一个风电场往往由数十台、上百台甚至数百台风电机组组成，每台风电机组的容量很小，分布范围很广，即风电场内风电机组的分布也是分散的。由于风电场出力随机性、风电场和风电机组分布的分散性，有必要研究内蒙古不同风电场之间的相关性。图1给出了内蒙古各盟市风能区月平均出力水平。由图1可以看出，内蒙古各盟市风电月平均出力变化规律基本相同。1月份风电出力较低，2～5月份开始增加，进入夏季后风电出力开始降低，6～9月份处于较低水平。10月份开始增加，12月各盟市的风电平均出力在装机容量的50%以上。但巴彦淖尔地区的风电月平均出力变化稍有不同，该地区从10月份至次年3月份，风电出力都维持在较高的水平（50%以上），这段时间与内蒙古地区的供暖季相重合。

图1 内蒙古各盟市2010年风电月平均出力[4]Fig.1 The monthly average load of wind power in Inner Mongolia at 2010[4]

1.2 风频及风电功率输出特性

表1给出了内蒙古各盟市风电综合出力大于总装机容量的90%和小于10%的情况在各月的概率分布。可以看出，各个盟市的风电大出力和小出力分布规律较为类似，风电的大出力时间都主要集中在3～5月份以及10～12月份，累计概率超过了73%；而风电的小出力时间主要集中在1～2月份以及5～9月份，累计概率超过60%。稍有不同的是巴彦淖尔地区，该地区在1～2月份的时候风电处于大出力状态的概率仍较高。可见巴彦淖尔地区在1、2、10、11、12月这5个月中，都处于大出力时间。而这段时间恰好是内蒙古的供暖季。在供暖季里，为了保证居民供热而火电机组的调峰容量减小，但此时风电出力反而处于一年中较大的时段。风电的出力变化情况与内蒙古电网的调峰能力形成了“反周期”关系。

表1 各盟市风电大出力和小出力在全年的概率分布Table 1 The probability distribution of big and small load of wind power at Inner Mongolia in the whole year

1.3 典型日风电出力与负荷变化相关性分析

在实际运行中，风电出力和负荷的日变化特性更具有指导意义，等效负荷曲线对其它电源的运行调度有一定的参考价值。由以上分析可知，1、5、8、12月内蒙古风电出力的变化趋势较为明显，因此选取了三个月份中的某个典型日的风电和负荷数据进行分析。如图2所示为几个典型日的负荷与风电场出力关系曲线，其中图2(a)和(c)为小出力月份的典型日曲线，图2(b)为大出力月份的典型日曲线。

由图2可知，在凌晨负荷需求通常较小，而风电出力在 0：00—6：00往往较大；在白天负荷需求较大时，三个典型日里的风电出力却较小；16：00—23：00负荷需求较高，此时风电出力水平也相对较高；因此可考虑将后半夜（0：00—6：00）富裕的电力以某种形式储存起来，在白天用电高峰时刻释放出来，满足调峰需求。

图2 风电出力和电网负荷需求随时间的变化Fig.2 The variation of wind power load and network load versus time

1.4 风电出力变化统计

根据《风电场接入电力系统技术规定》，对于“装机容量大于150 MW的风电场，其10 min的功率变化率不得超过100 MW”。各盟市风电出力10 min变化的概率分布如图 3所示。在大多数情况下，各盟市风电出力10 min的变化量与该地区风电装机容量的比值都在±5%之间，概率值基本都在70%左右。这意味着装机容量不超过2000 MW时，该地区风电正常发电时，70%的时间都能入网，浪费30%。当该地区的装机容量超过2000 MW时，风电入网概率将降低，小于70%，更多的风电出力将被浪费。

图3 各盟市风电出力10 min变化的概率分布Fig.3 The probability distribution of the variation of wind power load in 10 min

以上计算考虑的是极端情况，假设所有风机同时感受相同的风速变化，而实际上风电场是布置在一个大面积区域，对风电机组输出功率变化具有平滑左右。但即使如此，随着内蒙古风电装机容量的不断提升，如果不加紧建设储能电站，有效的吸收风电波动功率以平抑风电场输出功率的波动，风电出力每 10 min的变化对电网造成的冲击将产生越来越严重的影响。

综上所述，内蒙古地区的风电特点，从微观上讲（24 h），风电出力与电网负荷需求呈现出一定的“反相关”关系，即风电出力较大时，电网负荷小，而风电出力较小时，电网负荷大。从宏观上看（12个月），风电出力与蒙西电网的调峰能力呈现“反周期”的关系，即风电出力较大的月份，恰好是内蒙古的供暖季，为了保证供热，使得整体火电机组的调峰能力降低，电网调峰容量减小，接纳风电的能力变差，而在风电出力较小的月份（春、夏），风电出力水平较低，电网调峰容量大，接纳风电的能力变强。

在“反相关”和“反周期”特性的双重作用下，内蒙古各盟市的风电，尤其是巴彦淖尔地区，在风电出力水平高的供暖季的后半夜，将出现风电场大面积弃风现象，造成了风电这种清洁能源的巨大浪费。为了从根本上解决风电与电网调峰能力、电网负荷需求之间的“反相关”及“反周期”矛盾，加紧建设适当容量的储能电站成为内蒙古风电富集地区的迫切需求。

2 CAES电站系统的设计

由于内蒙古地区风电出力与用电负荷之间的“反相关”与“反周期”特性，使内蒙古的弃风限电情况十分严重。2012年，内蒙古全年风电限电比例达到24%左右，在供暖季更为突出，部分地区达到40%～50%。CAES电站的设计不仅要发挥其调峰调频的特长，也要适当创新。基于CAES电站的特点，依据CAES电站的技术原理[5]，尽可能多地消纳风电（尤其是后半夜的弃风风电）[6]。据此，针对蒙西地区某典型风电场的运行特性，设计了完整的小型CAES示范电站，其原则性系统图如图4所示。本设计的特点是主辅机设备以国产设备为主。

图4 CAES电站系统图Fig.4 The system diagram of compressed air energy storage power plant

2.1 压缩模块

压缩机为四列四级卧式对称平衡型往复式压缩机。压缩机出口压缩空气参数为：50 ℃/4 MPa，2.45 kg/s。

压缩机型号为4M32-159/39-BX，转速375 rpm，轴功率 1291 kW，电机功率 1450 kW，电压等级10 kV。四级气缸直径1050、620、400、270 mm，四级气体冷却器直径720、520、520、420 mm，冷却器长度3156、4052、4125、3916 mm，冷却管长度1980、3052、2330、3275 mm。整个压缩机模块包含电动机、空气压缩机、稀油站、气体冷却器等设备。压缩机采用空冷型电机，压缩机冷却水用量约为80 t/h。

空气通过自然吸风口进入压缩机模块，进入压缩机之前，需经过过滤器除尘，经过往复式压缩机四级压缩，每级压缩之后设置级间冷却器，冷却器采用水冷。经过末级冷却后，空气温度降低至50 ℃，压力为4.0 MPa，进入储气罐。高压空气进入储气罐后，压力由4.0 MPa迅速降低为0.1 MPa，空气经历绝热膨胀过程，温度会有一定程度的降低，空气中的水蒸气将凝结。

储气罐的充气模式分为两种：一种为首次充气，使其压力从0.1 MPa升为4.0 MPa，耗时5.187 h；一种为运行充气，使其压力从2.0 MPa升为4.0 MPa，耗时2.598 h，最大可发电时长1.452 h，实际发电时长1 h，在压缩过程中的空气流量为2.45 kg/s，发电过程的空气流量为5.4 kg/s。

2.2 储气模块

储气模块采用球罐式压力容器，球罐容积1000 m3，材料07MnCrMoVR，重量241 t，设计压力5 MPa，设计温度100 ℃。

温度为 50 ℃的高压空气在压缩机的作用下逐渐注入体积为1000 m3的金属球罐。充气之前，金属球罐内的气体状态为 0.1 MPa，20 ℃（常温），充气过程中，金属球罐内的压力从0.1 MPa逐渐升高到4.0 MPa，温度从20 ℃上升到50 ℃。为了保证储气罐在机组运行过程中的安全稳定，储气罐的设计温度暂定为100 ℃，储气罐的设计压力暂定为5 MPa。

2.3 空气加热模块

2.3.1 余热回收模块

为了节省空间，提升换热效率，本项目中选择紧凑式板式换热器作为空气透平余热回收的换热器。热侧烟气进/出口温度为220 ℃/90.8 ℃，冷侧空气进/出口温度为50 ℃/180 ℃；热侧流动阻力损失为11.99 kPa，冷侧流动阻力为1.72 kPa；换热面积为225.9 m2；换热器总重5135 kg。

为了提升机组热经济性，降低机组发电热耗，空气在进入空气膨胀机之前将经过三个阶段的逐步升温过程。回热过程为第一阶段。空气从储气罐释放之后，经过减压阀，将压力降低至2.1 MPa左右之后，进入回热器。在回热器中，吸收热侧由空气膨胀机排放的高温尾气的热量，温度从 50 ℃上升至180 ℃，而热侧的高温烟气的温度从220 ℃降低至90.8 ℃。热侧流体的流动阻力为11.99 kPa，冷侧流体的阻力为1.72 kPa。热侧烟气在经过回热器之后，将进入天然气预热器对燃料进行预热，进一步提升机组的热效率，减少能量损失，做到能量的梯级利用。

2.3.2 电蓄热模块

在蓄热阶段（0：00—6：00），电蓄热器将风电场的部分弃电转化成高温热能储存起来。蓄热时间6 h，蓄热功率310 kW，电压10 kV，蓄热介质温度高达750 ℃。电蓄热模块总重约46 t，其中内置式换热重约12 t。

经过回热器的空气，温度从50 ℃上升为180 ℃，然后进入电蓄热器内部的换热器。在电蓄热器内部，热风在变频离心风机的驱动下，在电蓄热器的内置换热器中循环放热，将空气从180 ℃加热至400 ℃。电蓄热内部温度高达750 ℃，经过保温处理后，24 h的热量损失小于 3%。在储能发电机组的运行过程中，电蓄热器的高温段热量将在1 h内完全释放，几乎没有热损失，热效率在98%以上。

2.3.3 补燃模块

补燃模块是本项目中的核心部件，负责加热即将进入空气膨胀机的热空气，将热空气从 180 ℃（或400 ℃）加热至600 ℃。其主要原理是一部分压缩空气在燃烧室中与天然气混合燃烧，生成的高温燃气在混合室中与剩余压缩空气混合，达到目标温度。补燃模块主要由三部分组成，分别为燃料供应系统、燃烧掺混系统及控制系统。燃料为液化天然气（LNG），储存于低温储罐内，使用时用低温泵从低温储罐内抽取，加压加温后进入燃烧器。

低温储罐一般采用双层金属结构，内罐一般采用低温不锈钢材料，如0Cr18Ni9；外罐多采用普通低合金钢，如 16MnR等。内外罐之间的支撑宜采用在低温下既有较高强度又有较低导热系数的低温玻璃钢结构。内外罐之间可以采用堆积绝热或高真空多层绝热方式，维持中空部分的真空度是至关重要的。首先，抽真空时要确保腔内材料充分放气，并确保多层材料层间真空度达到规定要求；其次可在腔内放置吸附剂，或采用添加吸附剂的层间隔热材料，如填炭纸等，以吸附腔内材料可能释放出的少量气体。

压缩空气在经历了回热电蓄热过程之后，温度上升至 400 ℃，随后将进入燃烧器进行最后的补燃，将温度提升至600 ℃后进入空气膨胀机做功。补燃过程是一个复杂的过程，要对温度进行精确的控制。基于 LNG压缩空气加热及控温系统的总体方案包括 LNG燃料供给系统、燃烧掺混系统、测控系统，系统详情见图5。

2.4 膨胀模块

膨胀机模块为壳装结构，由透平、发电机、齿轮箱和油站（兼底座）组成。模块采用单层布置。

透平为轴向水平进气，垂直向上排气，由于属于新设计产品，暂无成熟的产品型号。透平进口参数为 600 ℃/2.0 MPa，5.4 kg/s；出口参数为220 ℃/0.102 MPa，5.4 kg/s。透平的轴功率为2150 kW，转速16800 r/min。

发电机铭牌功率3000 kW，实际功率2000 kW，电压10 kV，转速3000 r/min。

变速箱采用平行轴双斜齿，速比：16800/3000，将透平和发电机连接在一起，变速箱高速轴的另一点连接盘车器，低速轴的另一端连接轴头泵。

膨胀机进口高温烟气参数为 600 ℃/2 MPa，5.4 kg/s。高温烟气进入透平做功，出口排气参数为220 ℃/0.102 MPa，5.4 kg/s。膨胀机的轴功率2.15 MW，运行时间1 h。膨胀机排放的烟气进入回热器，与温度较低的压缩空气换热，进行余热回收利用。经过回热器冷却后的尾气排气参数为90.8 ℃、5.4 kg/s，再进入LNG预热模块，对补燃燃料进行预热，之后温度降为 65 ℃，最后进入钢制烟囱后排放。

图5 空气加热装置系统图Fig.5 The system diagram of air-heating devices

为了做到能量的梯级利用，高效利用高温尾气的热量，高温尾气先后经过了回热器与燃料预热器。膨胀机尾气排放压力为102 kPa，当地大气压85.7 kPa。回热器热侧的流动阻力较大，为11.99 kPa，天然气预热器的流动阻力控制在3 kPa以下，最终的排气压力为87 kPa，排气温度为65 ℃，稍高于当地大气压，可以顺利排放。

3 CAES电站系统性能分析

常规火电厂的发电效率是很容易通过计算得到的，用发电机出力/燃料供给锅炉的总能量即可，但对于 CAES电站来说，情况变得复杂了。因为在CAES电站中，付出的不仅有电能（用来驱动压缩机），还有化石燃料（对进入膨胀机的空气进行补燃），而得到的仅仅是电能（膨胀机驱动发电机）。在这种情况下，试图通过单一的指标来衡量 CAES电站的运行效率是比较困难的。本文将尝试从三个方面来对CAES系统进行分析和评价。

3.1 热耗率

在早期的CAES设计中，并未考虑余热利用，例如德国的 Huntorf电站[7]，其热耗率达到 5500～6000 kJ/kW·h。而在美国的McIntosh电站中[8]使用了热回收装置，利用膨胀机出口的高温烟气用来加热储气室内释放的空气，使其热耗率降至 4200～4500 kJ/kW·h，几乎是普通化石燃料电厂的一半（热耗率 8000～9000 kJ/kW·h）。

针对蒙西地区电网运行特性设计的CAES系统中，由于同时采用了余热回收系统和独特的电蓄热模块，只需要较少的化石燃料，即可将压缩空气加热至600 ℃。经计算，本工作设计的CAES电站的热耗为2002.4 kJ/kW·h，为美国McIntosh电厂热耗率的一半。

3.2 放-充电比

在CAES系统中，我们将发电机发出的电能/压缩机消耗的电能称作放-充电比，简写为CER（the charging electricity ratio）。CER指数考虑了管道和节流损失以及压缩机和膨胀机的效率。节流损失与储气室的压力变化相关。膨胀机的效率在其低压膨胀部分更为重要，大约有 70%的焓降发生在这个阶段。在本文设计的CAES电站系统中，CER的大小为 0.64。德国 Huntorf电站与美国 McIntosh电站的 CER值均在1.2～1.8[9]。本文中 CAES电站CER值偏小的原因主要与机组容量及运行参数有关。

3.3 全厂发电效率

对于一个普通的化石燃料电厂来说，系统热效率计算起来是非常容易的，用“产生的电能”比“投入循环的燃料热量”即可。但是对于压缩空气储能电站来说，要计算整个系统的效率就比较复杂了。一方面，部分电能被用来驱动压缩机；另一方面，部分化石燃料被用来加热高压空气，而得到的是纯粹的电能。因此只使用一种评价指标来计算压缩空气储能电站的热效率是不足的。目前有以下几种评价指标。

式中，η为全厂发电效率；ET为膨胀机对外做的功；EM为压缩机在压缩过程做的功；EF为补燃燃料所携带的热能。针对本工作设计的CAES电站，经计算，η=46.7%。这种计算方法并未考虑电能与热能在能量品质上的差异，其实是不合理的。

式中，η为全厂发电效率；Tη为某火电厂发电效率，此处取0.4；ET代表膨胀机对外做的功；EM为压缩机在压缩过程做的功；EF为补燃燃料所携带的热能。针对本工作设计的CAES电站，经计算，η=22.4%。这种计算方法认为驱动压缩机的电量来自火力发电厂，并不适应于本工作中基于风电厂而建设的CAES电站。

式中，η代表全厂发电效率；ηT代表某火电厂发电效率，此处取0.4；ET代表膨胀机对外做的功；EM为压缩机在压缩过程做的功；EF为补燃燃料所携带的热能。针对本工作设计的CAES电站，经计算，η=56.1%。这种方法将CAES电站的投入和产出都转化为电能，使之与其它形式储能电站的发电效率具有了可比性。其中ηT不仅可以是火电厂的发电效率，也可以用其它电源的发电效率来代替，具有一定的灵活性。这种全厂发电效率的计算方式是较为合理的。

式中，η代表全厂发电效率；Tη代表某火电厂发电效率，此处取0.4；ET代表膨胀机对外做的功；EM为压缩机在压缩过程做的功；EF为补燃燃料所携带的热能。针对本工作设计的CAES电站，经计算，η=49.5%。这种计算方法与式(3)计算方法的原理相同，不同之处是将补燃的化石燃料转化的电能从最终发电量中减掉，而上一种计算方法将补燃的化石燃料转化的电能与驱动压缩机的电能一起视为CAES系统投入的能量。

综上所述，式(1)的算法对电能与热能的品质不加区分，直接计算发电效率，是不合理的。式(2)的算法将高品位的电能转化为低品位的热能，按照化石燃料发电厂的发电效率计算方法进行计算，得到了较低的全厂发电效率，也是不合适的。式(3)、式(4)的算法将CAES系统在运行过程中的化石燃料通过合理的转化比变为一定数量的电能，将全厂发电效率的计算转化为“投入/产出比”，使CAES电站与其它形式的储能电站具有了可比性，是较为合适的全厂发电率计算方法。

4 结 语

通过对内蒙古地区风电出力特性与蒙西电网用电负荷的综合分析，得出了内蒙古地区风力发电的“反相关”与“反周期”特性。基于此，设计了2 MW级CAES示范电站，并对CAES电站系统进行了深入的研究和分析，结果如下。

（1）2 MW级CAES示范电站在工程技术上是可行的。

（2）2 MW 级 CAES示范电站的设计热耗为2002.4 kJ/kW·h，此项指标优于目前世界上商业化运营的两座压缩空气储能气电站——德国Huntorf（热耗 5870 kJ/kW·h）和美国 McIntosh（5780 kJ/kW·h）。热耗低的主要原因是因为充分利用了夜晚弃风电所产生的热量，同时，由于选择了适合的回热器和预热器，利用空气膨胀机尾气先后加热了低温压缩空气及低温天然气（补燃的燃料），实现了能量梯级利用，有效降低了机组热耗。

（3）2 MW级CAES示范电站设计的放-充电比为0.64，低于国外的正常水平（1.2～1.8）。主要原因是本项目的容量较小，运行参数低，并且没有形成一定的规模优势。同时，储气压力较低，金属压力容器中单位体积所储存的能量有限。

（4）2 MW级CAES示范电站设计的发电效率为56.1%，低于国外同类型电站的 66.3%。主要原因还是受规模影响。储气量小，且储气压力低，导致配套的往复式压缩机组效率不高，压缩时的耗功较多。储气压力低也意味着同样容积下储存的高压空气量少，单位体积的压能低，做功能力差，导致空气膨胀机的输出功较少。运行压力，也影响了空气膨胀机自身的效率。种种因素综合起来，导致了本工程的能量转化效率不高。德国Huntorf的储气容积为310 000 m3，储气压力为66 bar（1 bar=100 kPa），机组运行压力为48 bar，机组功率为110 MW。美国McIntosh的储气容积为560 000 m3，储气压力为74 bar，运行压力为45 bar，机组功率为280 MW。可见，大容量、高参数、大功率的配置，保证了整个热力过程的高效率。

[1] 内蒙古自治区能源开发局.内蒙古自治区“十二五”电力工业发展规划[EB/OL].[2013-08-19].http://www.nmgjxw.gov.cn/cms/tzghfzgh/20110228/3686.html.

[2] 内蒙古自治区发展和改革委员会.内蒙古自治区“十二五”能源规划[EB/OL].[2013-08-19].http://www.nmgjxw.gov.cn/cms/tzghfzgh/20110228/3686.html.

[3] 国家发展和改革委员会.可再生能源发展“十二五”规划[EB/OL].[2013-08-19].http://wenku.baidu.com/view/b8f49863783e0912a2162ae1.html.

[4] 内蒙古自治区能源开发局.内蒙古“十二五”风电发展及接入电网规划[EB/OL].[2013-08-19].http://wenku.baidu.com/view/c1efa4a4b0717fd5360cdc12.html.

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