采用熔融盐蓄热的非补燃压缩空气储能发电系统性能

薛小代　陈晓弢　梅生伟　陈来军　林其友

（1. 电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室（清华大学）　北京　100084 2. 国网芜湖供电公司　芜湖　241027）

采用熔融盐蓄热的非补燃压缩空气储能发电系统性能

薛小代1陈晓弢1梅生伟1陈来军1林其友2

（1. 电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室（清华大学）北京100084 2. 国网芜湖供电公司芜湖241027）

提出一种采用熔融盐蓄热的非补燃压缩空气储能发电系统，通过将熔融盐储热与压缩空气储能相结合，实现电能的大规模存储和高效转换。利用熔融盐作为蓄热介质，将低谷电、弃风电、弃光电等电能转换为高品位热能存储，同时利用压缩机将空气压缩至高压，存储在储气装置中，发电时利用熔融盐储存的热能加热高压空气驱动涡轮机发电。完成了系统的流程设计，采用热力学基本原理分析了系统的运行特性，探索影响系统储能效率的关键因素，分析了涡轮机进口温度、涡轮机进口压力等参数对压缩机功耗、储气室容积、储能密度、储能效率等系统性能的影响。研究结果表明通过提高储热温度和涡轮机进口压力，可以显著提高系统的储能效率。该系统可以广泛消纳大规模的波动性电能，为大规模储能提供了一种新的技术途径。该研究结果可以为压缩空气储能以及新能源消纳提供参考。

压缩空气储能熔融盐储热削峰填谷储能效率

0　引言

随着我国电网容量的不断扩张，峰谷差日益增大，可再生能源、分布式供能和智能电网的蓬勃发展，对大规模储能的需求也越来越大。大规模储能技术可以有效地解决风能、太阳能等间歇式可再生能源发电不稳定的问题，实现“削峰填谷”、平滑波动性电能输入，提高可再生能源发电的利用率，增强电网运行的安全性［1-6］。目前已有的储能技术主要包括抽水蓄能、压缩空气储能（Compressed Air Energy Storage，CAES）、电池储能、飞轮储能和超导储能等。抽水储能和压缩空气储能由于储能容量大、转换效率高，因而属于适合商业化应用的大规模储能技术，也是解决可再生能源波动性问题的关键技术之一［7，8］。

抽水蓄能是一种技术成熟、应用广泛的大规模储能技术，具有储能容量大、效率高等优点。但是其建设严格受到地理条件限制，需要具有丰富的水资源，同时还要有适宜于建设上库和下库的地质地理条件。而在高纬度地区，由于严寒而出现结冰的现象，导致抽水蓄能电站也不易建设。如此种种条件的限制，使抽水蓄能电站无法满足未来能源发展对于大规模储能技术的需求。压缩空气储能几乎对地理条件无特殊要求，且建造成本与抽水蓄能电站相当，是一种非常适宜于大范围推广应用的大规模储能技术［9-11］。但是常规的压缩空气储能需要燃料补燃，在其运行过程中会产生碳排放，带来环境污染等问题。并且由于存在对燃料的依赖性，也限制了其推广应用。

为了探索清洁无污染的压缩空气储能方案，本文将高温蓄热技术和压缩空气储能发电技术相结合，提出了一种采用熔融盐蓄热的压缩空气储能发电系统。储能时，将低谷电、弃风电、弃光电等电能转换为高品位热能存储，同时利用普通压缩机将空气压缩至高压，存储在储气装置中；发电时，利用熔融盐储存的热量加热高压空气驱动涡轮机发电，从而摒弃了燃料的补燃，实现系统运行过程中的无燃烧、无排放。本文开展了系统的热力流程设计，研究了系统的运行特性，分析了不同关键参数对系统性能的影响。

1　压缩空气储能发展现状

按照运行原理，压缩空气储能分为补燃式和非补燃式两类。补燃式的压缩空气储能需要借助于燃料的补燃，从而实现系统的循环运行，其系统原理如图1所示。储能时，电机驱动压缩机将空气压缩至高压并存储在储气室中，完成高压空气的存储；释能时，储气室中的高压空气进入燃气轮机，在燃烧室中与燃料混合燃烧，驱动燃气轮机做功，带动发电机对外输出电能，从而完成发电过程。

图1　补燃式压缩空气储能系统原理Fig.1　Framework diagram of supplementary fired CAES system

非补燃式压缩空气储能基于常规的补燃式压缩空气储能发展而来，通过采用回热技术，将储能时所产生的压缩热收集并存储，待系统释能时用以加热进入涡轮机的空气，从而摒弃了燃料补燃，如图2所示。非补燃压缩空气储能消除了对燃料的依赖，实现了有害气体零排放。

图2　非补燃式压缩空气储能系统原理Fig.2　Framework diagram of non-supplementary fired CAES system

作为大容量、高效率的储能技术，压缩空气储能已经成为储能领域的一个研究热点，德国、美国、日本、意大利、韩国以及中国等国家正在进行相关方面的研究［12］。目前已有多座压缩空气储能系统投入商业或示范运行，表1给出了国内外具有代表性的空气储能系统的参数。

1978年，Nordwest Deutsche Kraftwerke公司在德国北部建成了世界上第一个商业性的压缩空气储能电厂——Huntorf，运营至今。该电厂储能时，通过压缩机将气体压缩至高压存储在地下盐穴中，实现高压空气的存储。释能时，盐穴中的高压气体进入燃气轮机，在燃烧室中与天然气混合燃烧，驱动燃气轮机做功带动发电机对外输出电能，从而完成发电过程。该系统中压缩机的功率为60MW，发电机的功率为290MW，该系统将压缩空气存储在地下600m深的两个盐穴中，盐穴的总容积为31万m3。压缩机连续充气8h，可实现连续发电2h。该系统采用天然气补燃，平均储能效率为33%～46%。

表1　国内外主要压缩空气储能系统参数Tab.1　Parameters of CAES system in the world

1991年，Alabama Electric Cooperative公司在美国Alabama建成了世界上第二个商业性的压缩空气储能电厂——McIntosh，此电站也为补燃式的压缩空气储能电站。其采用位于地下 450m深的盐穴作为储气洞穴，岩穴容积为56万m3。压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW，在连续压缩41h后可发电 26h。该机组增加了回热器，吸收燃气轮机排出的余热用来给进口空气加热，系统效率得以提升，达到54%。

2010年，德国能源供应商——国莱茵集团（RWE集团）与通用电气、德国宇航中心和德国旭普林（Ed. Züblin AG）共同启动了一套压缩空气储能发电示范电站（Adele）的建设。该电站为先进绝热压缩空气储能系统，储能时，压缩机组排气温度达到600℃，排气压力为10MPa，通过蓄热装置回收储存这部分热量；释能时，将储存的热量反馈给涡轮机侧进口气体，提高气体做功能力，涡轮机机组释能功率为90MW。通过绝热压缩、高温回热，实现了系统循环过程的能量平衡，无需外部燃料补燃，是一种新型的非补燃压缩空气储能系统，其理论计算效率可达 60%～70%。但是由于该系统的压缩机排气温度过高，高温压缩机、高温蓄热装置的技术难度颇大，导致目前该项目进展缓慢。

2012年，在国家电网科技项目“压缩空气储能发电关键技术及工程实施方案研究”的资助下，清华大学等单位开展了非补燃压缩空气储能发电技术的研究［10］。提出了基于压缩热回馈的非补燃压缩空气储能发电系统，采用加压水作为蓄热介质，回收压缩过程中产生的压缩热，用于加热涡轮机进口的空气，从而摒弃了燃料的补燃，实现储能发电全过程的无燃烧，系统电换电储能效率达到41%。建设了 500kW 非补燃压缩空气储能动态模拟系统（Tsinghua-IPC-CEPRI-CAES， TICC-500），2014年11月成功实现了储能发电。该系统的关键设备均为常规成熟的工业产品，具有技术可靠、成本较低、使用寿命长等优点，未来若采用高温的蓄热介质，提高回热温度，系统的储能效率将会获得提升。

综上所述，目前投入商业运行的两座电站均为补燃式压缩空气储能电站，由于采用燃料补燃，带来环境排放问题，并且存在对天然气等燃料的依赖，限制了其推广应用。而先进绝热压缩空气储能中压缩机的排气温度需要提高至500～600℃，如此高的排气温度对于压缩机的制造技术是一个很高的挑战，同时也极大地增加了压缩机的制造成本，从而限制了该技术的推广应用。基于压缩热回馈的非补燃压缩空气储能发电系统，其技术成熟，系统经济可靠，若能获得较高的蓄热温度，系统的储能效率将会提升，是一种非常具有应用前景的储能技术。

对于高温蓄热技术而言，随着太阳能光热产业的发展，采用熔融盐作为蓄热介质的高温蓄热技术日臻成熟，并获得了广泛的工程应用。其可以作为一种有效的技术手段，为压缩空气储能的蓄热提供借鉴。

2　熔融盐储热技术简介

熔融盐是盐的熔融态液体，通常说的熔融盐多指无机盐的熔融体［13］。因其具有广泛的工作温度范围（300～1 000℃），且有储能密度高、过冷度小、热稳定性好、使用寿命长、成本低等优点，作为理想的储热介质，在热动、化工、冶金、核工业等领域得到了广泛的应用［14］。

高温熔融盐一般指硝酸盐、氯化物、碳酸盐以及它们的共晶体，具有很好的传热和储热性质。在实际应用中，大多会将二元、三元无机盐混合共晶形成混合熔盐［15］。太阳能热发电领域中主要采用高温熔盐作为储热介质，大多倾向于将其用作显热储热材料［16］。

目前世界上已建成和在建的带储热的光热电站，几乎都采用熔融盐作为储热介质，并有一些示范电站或商业化电站。意大利和西班牙分别于1981年和1983年建成了塔式太阳能热电站，这两座电站均采用Hitec盐（40%NaNO2-7%NaNO3-53%KNO3）作为储热介质，为熔融盐蓄热技术的大规模应用积累了宝贵的技术资料。美国于1984年在Albuquerque建立了750kW的熔融盐发电实验装置（MESS），其传热和储热介质为硝酸盐。2013年，美国第一个带熔融盐储热的太阳能电站在亚利桑那州 Gila Bend建成，电站总容量280MW，并于当年10月投运［17-19］。

鉴于熔融盐储热的高效性以及相关技术的成熟性，采用熔融盐进行大规模高温热能的存储十分可行，实现了电能与热能之间高效转换。特别是与压缩空气储能相结合，其可以将低谷电、弃风电、弃光电等转换为高品位的热能，解决了高温压缩机对于非补燃压缩空气储能的束缚。

3　系统热力流程概述

图3为本文所提出的采用熔融盐储热的非补燃压缩空气储能系统流程示意图。该系统将熔融盐储热与压缩空气储能相耦合，利用熔融盐储热系统中的热量为涡轮机进口空气加热，实现高效的储能发电。系统运行时包括储能与释能两个过程，分别介绍如下。

图3　采用熔融盐储热的非补燃压缩空气储能流程示意图Fig.3　Framework diagram of non-supplementary fired CAES with molten salt heat storage

储能时：利用低谷电、弃风电、弃光电等驱动压缩机，将环境大气压缩至高压并存储在储气室中，完成高压气体的存储。同时，通过熔融盐电加热器，利用电能将低温的熔融盐加热至高温并存储在高温熔融盐罐中，完成热能的存储。

释能时：高压空气从储气室中释放出来，经过高温熔融盐加热后进入一级涡轮机膨胀做功。做功后的空气从一级涡轮机排出，再次经过高温熔融盐加热，然后再进入二级涡轮机做功。同样地，二级涡轮机的排气也经过高温熔融盐加热后进入三级涡轮机做功。最后，三级涡轮机的排气直接放入环境大气中，完成膨胀发电过程。

此流程中的熔融盐储热系统由低温熔融盐罐、高温熔融盐罐、熔融盐泵、熔融盐电加热器等组成。熔融盐采用二元盐（60%NaNO3-40%KNO3），最高储热温度可达 590℃，同时为了防止熔融盐凝固，最低使用温度应高于 290℃。采用传统的双罐布置方式，设置低温熔融盐罐和高温熔融盐罐各一个，通过熔融盐泵驱动熔融盐在系统中的流动。通过熔融盐电加热器来消纳波动性的电能输入，可以将弃风、弃光等垃圾电转换为高品位的热能。

由于采用熔融盐储热，摆脱了高温压缩机的限制，可以采用常规的间冷式压缩机，系统压缩效率提高，压缩耗功降低。本文系统采用五级水冷压缩机，热缩过程产生的压缩热不回收，压缩机最高排气压力10MPa。

本文系统中的储气室可以采用地下盐穴或者地面人工建造的储气装置，系统运行过程中储气室的容积恒定。

空气涡轮机采用三级再热机组，驱动发电机输出电能。利用熔融盐储热系统存储的热能，可以将涡轮机进口空气的温度提高至 550℃，大大提高了系统的做功能力和设备的热功转换效率。

4　系统热力学分析

针对本文提出的采用熔融盐储热的非补燃压缩空气储能开展热力过程分析［20］，理论分析基于如下假设。

（1）空气为理想气体，满足理想气体状态方程。

（2）储能过程中的压缩机流量和释能过程中的涡轮机流量恒定。

（3）储气室采用等温模型，即假设空气与储气室以及外部环境换热充分，在整个充放气过程中，储气室内气体温度等于环境温度。

（4）压缩机每级压比相等，涡轮机每级膨胀比相等。

（5）压缩机、涡轮机采用绝热模型，压缩机绝热效率为81%，涡轮机绝热效率为87%。

（6）考虑压缩机及涡轮机的机械损失以及发电机的电机损耗。

4.1储能充气过程

压缩机为压缩空气储能系统的耗功装置，利用低谷电、弃风电、弃光电等，将空气压缩至高压存储。压缩机采用五级压缩，在压缩充气过程中，由于储气室内的压力值时刻变化，所以末级压缩机排气压力时刻变化，导致压缩的运行工况一直处于非稳定的状态。随着排气压力的升高，压缩机的功耗逐渐增大。因此，在某一时刻，对应储气罐中的压力值，压缩机的低压级处于额定运行工况，高压级则处于非额定工况运行。

对于额定工况运行的压缩级，每级压缩的轴功率为

式中，k为绝热指数；Qm，c为压缩机的质量流量；Rg为空气的气体常数；Tc，i为进入或排出每一级压缩机的空气温度；ηc为压缩机的效率；β 为每级压缩机的压缩比；上标in和out分别代表进入和排出压缩机。

压缩机出口温度为

对于非额定工况运行的高压侧压缩级，压缩过程的功耗为

式中，Vcav为储气室的容积；Tcav为储气室中空气的温度；Pcav为储气室中空气的压力；P1为非稳态压缩级的初始排气压力；P2为非稳态压缩机的终了排气压力；下标j代表第j级非稳态压缩机。

系统储能过程中，整个压缩机组的功耗为

某一时刻 t，储气室中空气质量的变化即为压缩机的流量，即

4.2储气室充放气过程

压缩空气与储气室内壁的热量交换模型采用等温模型，假设空气与储气室和外部环境换热充分，在整个充放气过程中，储气室内气体温度时刻等于环境温度。在放气过程中，储气罐释放的气体压力从初始压力10MPa逐渐下降，需要通过节流阀调节控制气体出口的压力，使其满足涡轮机入口压力恒定的要求。在节流过程中气体的温度下降，产生熵增，损失做功能力。

4.3涡轮机膨胀发电过程

涡轮机采用三级再热膨胀流程，考虑其绝热效率来计算每级涡轮机的实际输出轴功率，则每级涡轮机做功为

式中，Qm，e为涡轮机的质量流量；Te，i为进入涡轮机的空气温度；ηe为涡轮机的效率；π 为每级涡轮机的膨胀比；下标i代表第i级涡轮机；下标e代表膨胀过程。

整个涡轮机机组的实际输出电功率为

式中，ηg为发电机的效率；te为涡轮机发电时间。

4.4储热过程

储热过程主要包括两部分，其一为通过熔融盐电加热器将电能转为熔融盐的热能，其二通过涡轮机侧的换热器，利用熔融盐中存储的热量加热进入涡轮机的空气。考虑熔融盐在存储、输送过程中有2%的热量损耗，熔融盐换热器中的最小传热温差为30℃。

通过熔融盐电加热器所消纳的电能为

式中，Qm，s为熔融盐电加热器中熔融盐的流量；cp，s为熔融盐的比热容；TTES，H为熔融盐电加热器出口温度；TTES，L为熔融盐电加热器的进口温度；ts为熔融盐加热时间。

进入每一级涡轮机的高压空气通过加热器被高温的熔融盐加热，空气吸收高温熔融盐放出的热量为

式中，cp，a为空气比热容；Te，i0为进入加热器前空气的温度。膨胀过程中，高压空气所利用的总热量为

4.5储能效率

系统释能过程中所发出的电能与储能过程中所消耗的电能比值即为系统的储能效率，其表达式为

5　系统特性

在热力学分析的基础上，对采用熔融盐储热的非补燃压缩空气储能系统特性进行研究。本文所分析的压缩空气储能系统的参数见表2。

表2　压缩空气储能系统参数Tab.2　Parameters of CAES system

为了探索影响系统性能的关键因素，分析了涡轮机进口压力、涡轮机进口温度等参数对系统储能效率、储能密度等性能指标的影响。分别研究了当涡轮机进气温度为400℃、450℃、500℃、550℃和涡轮机进气压力为 4MPa、5MPa、6MPa、7MPa、8MPa、9MPa时，系统各个关键性能参数的变化情况。

5.1涡轮机进气压力和温度对压缩机功耗的影响

图4给出了压缩机功耗与涡轮机进气压力和温度的关系。由图4可见，在涡轮机的某一进气压力下，随着涡轮机进气温度的升高，压缩机的功耗逐渐下降。

因为涡轮机进口温度提高后，空气的焓值增大，做功能力增强，单位质量空气的做功量增大，在发电量一定的情况下，所需要高压空气的质量相应减少，压缩机的功耗就相应降低。

在涡轮机的某一进气温度下，随着涡轮机进气压力的提高，压缩机的功耗逐渐降低。因为涡轮机的进气压力提高后，每级涡轮机的膨胀比增大，在相同进气温度的条件下，单位质量的高压空气在涡轮机中的膨胀功增大，在发电量一定的情况下，所需要高压空气的质量相应减少，压缩机的做功量就相应降低。

图4　压缩机功耗与涡轮机进气压力和温度的关系Fig.4　Relationship between compressor power consumption and inlet air pressure and temperature

当涡轮机进气压力为 9MPa、进气温度为 550℃时，压缩机的功耗最小，为 334.5MW·h；当涡轮机进气压力为4MPa、进气温度为400℃时，压缩机的功耗最大，为491MW·h。

5.2涡轮机进气压力和温度对熔融盐储热功耗的影响

熔融盐储热功耗即为储能过程中通过熔融盐电加热器加热熔融盐所消耗的电功，图5给出了熔融盐储热功耗与涡轮机进气压力和温度的关系。由图5可见，在涡轮机的某一进气压力下，随着涡轮机进气温度的升高，熔融盐储热的功耗逐渐下降。涡轮机进口温度提高，相应的熔融盐储热温度也要提高。随着熔融盐储热温度的提高，其所存储的热能的品位也相应提高，单位数量热能中所蕴含的“火用”值增大，做功能力增强。因此在发电量一定的情况下，所需要热量的数量相应减少，熔融盐储热功耗就相应降低。

图5　熔融盐储热功耗与涡轮机进气压力和温度的关系Fig.5　Relationship between heat storage power consumption and inlet air pressure and temperature

在涡轮机的某一进气温度下，随着涡轮机进气压力的提高，熔融盐储热功耗逐渐降低。因为涡轮机进气压力提高后，涡轮机的膨胀比增大，在相同进气温度的条件下，涡轮机的排气温度降低，空气中的热量“火用”的利用率提高，因此熔融盐储热功耗降低。

当涡轮机进气压力为9MPa、进气温度为550℃时，熔融盐储热功耗最小，为457MW·h；当涡轮机进气压力为4MPa、进气温度为400℃时，熔融盐储热功耗最大，为476MW·h。储热功耗的差异主要由末级排气的温度决定，此系统中的末级排气温度相差较少，因此熔融盐储热功耗的差别也较小。

5.3涡轮机进气压力和温度对储热系统熔融盐质量的影响

本系统采用熔融盐进行储热，熔融盐的需求量是一个关键参数，图6给出了熔融盐质量与涡轮机进口压力和温度的关系。由图6可见，在涡轮机的某一进气压力下，随着涡轮机进气温度的升高，储热系统所需要的熔融盐质量逐渐下降，此现象主要有两方面的原因。其一，由于涡轮机进口温度提高，对应的熔融盐储热温度提高，熔融盐中所存储的热能的品位也相应提高，单位数量热能中所蕴含的“火用”值增大，做功能力增强，因此在发电量一定的情况下，所需要热量的数量相应减少，熔融盐的质量就相应降低。其二，在此系统中，为了保证熔融盐不凝固，熔融盐的最低使用温度为 290℃，即与空气换热后的熔融盐温度在 290℃左右，而随着熔融盐储热温度的提高，可用的储热温差增大，单位质量的熔融盐储热量增大，因此系统所需要的熔融盐质量降低。

图6　熔融盐质量与涡轮机进气压力和温度的关系Fig.6　Relationship between quantity of molten salt and inlet air pressure and temperature

在涡轮机的某一进气温度下，随着涡轮机进气压力的提高，系统所需要的熔融盐质量降低。因为涡轮机进气压力提高后，涡轮机的膨胀比增大，在相同进气温度的条件下，涡轮机的排气温度降低，空气中的热量“火用”的利用率提高，因此系统所需要的熔融盐质量降低。

当涡轮机进气压力为9MPa、进气温度为550℃时，储热系统所需要的熔融盐量最小，为 4 200t；当涡轮机进气压力为4MPa、进气温度为400℃时，储热系统所需要的熔融盐量最大，为8 120t。熔融盐储热温度为550℃时，可用的储热温差为260℃，远远大于400℃储热时的110℃的可用储热温差，因此熔融盐的需求量大为降低。

5.4涡轮机进气压力和温度对储气室容积的影响

压缩空气储能采用空气作为储能介质，需要耐压的储气空间存储高压空气，一般可以选用地下盐穴或者地面人工建造的承压装置。图7给出了储气室容积与涡轮机进口压力和温度的关系。在涡轮机的某一进气压力下，随着涡轮机进气温度的升高，储气室的容积逐渐降低。由于涡轮机进口温度的提高，单位质量的空气做功能力提高，在发电量一定的情况下，所需要空气的质量相应减少，储气空间也随之减少。

图7　储气室容积与涡轮机进气压力和温度的关系Fig.7　Relationship between volume of air storage chamber and inlet air pressure and temperature

当涡轮机的进气温度固定后，储气室的容积随着涡轮机进气压力的提高而增大。储气室的最高储气压力设计为10MPa，随着涡轮机进气压力的增加，储气室中可利用的压力区间减小，单位储气空间中可用于发电的空气质量减少，因此在发电量一定的情况下，储气空间增大。

当涡轮机进气压力为4MPa、进气温度为550℃时，储热系统所需要的储气容积最小，为3.3万m3；当涡轮机进气压力为9MPa，进气温度为400℃时，储气系统所需要的储气容积最大，为 24.6万 m3。系统配置参数不同，导致储气容积的差异巨大。而对于人工建造储气室的压缩空气储能系统而言，储气室的成本占据系统总成本的比例很大，因此如何合理的选择参数，优化储气室的容积，将是一个关键的问题。

5.5涡轮机进气压力和温度对储能密度的影响

储能密度是考核储能系统的一个重要参数，本文以储气库为研究对象，分析不同状态参数下每m3储气空间所能存储的电能情况。图8给出了储能密度与涡轮机进口压力和温度的关系，由图8可见，储能密度随着涡轮机进口压力的提高而下降，随着涡轮机进口温度的升高而升高。

图8　储能密度与涡轮机进气压力和温度的关系Fig.8　Relationship between energy storage density and inlet air pressure and temperature

储气室中的最高压力为10MPa，当涡轮机的进口压力固定时，单位储气空间中所能用来发电的空气的质量是定值。随着涡轮机进口温度的提高，空气的做功能力增强，相同质量的空气能够输出更多的电能，因而系统的储能密度增加。

当涡轮机的进气温度恒定时，随着涡轮机进口压力的增加，储气室中可利用的压力区间减小，单位储气空间中可利用的空气质量减少，相应其发电量也就减小，导致储能密度下降。

由于本系统的储能发电容量固定，因此系统的储能密度与系统的储气室容积成反比，储气室越大，储能密度越低。当涡轮机进气压力为4MPa、进气温度为550℃时，系统储能密度最大，为12.12kW·h/m3；当涡轮机进气压力为9MPa、进气温度为400℃时，系统储能密度最小，为1.63kW·h/m3。

5.6涡轮机进气压力和温度对储能效率的影响

储能效率是衡量储能系统优劣的最重要的参数，图9给出了涡轮机储能效率与进口压力和温度的关系。由图9可见，随着涡轮机进口压力和温度的升高，系统的储能效率也逐渐升高。

图9　系统储能效率与涡轮机进气压力和温度的关系Fig.9　Relationship between energy storage efficiency and inlet air pressure and temperature

在发电量一定的情况下，提高涡轮机入口的温度或者压力，可以降低压缩机的功耗，减少熔融盐的蓄热量，因此系统的储能效率获得提升。当涡轮机进气压力为9MPa、进气温度为550℃时，系统储能效率最高，达到50.6%。

为了获得高储能效率，应尽可能地提高涡轮机入口的温度和压力。但是涡轮机入口温度的提高受制于储热系统的储热极限，而涡轮机入口压力的提高又会造成储气容积的增大。因此，探索高温的储热系统、发掘低成本储气技术将是提高系统效率的关键。

6　结论

本文将熔融盐储热与压缩空气储能相结合，提出了一种采用熔融盐储热的非补燃压缩空气储能系统。基于目前常规的熔融盐类型，创建了系统的热力流程，开展了热力学分析，并深入研究了100MW× 4h的储能系统的热力学特性和系统储能特性。

1）采用熔融盐储热的非补燃压缩空气储能基于常规成熟技术，该系统方案切实可行，特别是由于采用熔融盐实现了高温储热，使非补燃压缩空气储能摆脱了对高温压缩机的依赖，降低了系统的建设成本，提高了系统的可靠性和可操作性。

2）对于本文所提出的储能系统，压缩机功耗、熔融盐储热功耗、储热系统熔融盐质量等参数随着涡轮机进口压力和温度的升高而降低；储气室容积随着涡轮机进口温度升高而降低，随涡轮机进口压力升高而升高；储能密度随着涡轮机进口温度升高而升高，随涡轮机进口压力升高而降低；系统储能效率随着涡轮机进口压力和温度升高而升高，当涡轮机进气压力为9MPa、进气温度为550℃时，系统储能效率最高，达到50.6%。

3）为了获得更高的储能效率，降低系统的建设成本，应重点研究高温蓄热技术，探索更高储热温度的熔融盐介质，提高热能的品位，获得高的电-热转换效率。此外，应研究低成本的储气技术，探索利用地下盐穴、岩洞、矿洞等特殊地质条件进行储气的可行性。

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Performance of Non-Supplementary Fired Compressed Air Energy Storage with Molten Salt Heat Storage

Xue Xiaodai1Chen Xiaotao1Mei Shengwei1Chen Laijun1Lin Qiyou2
（1. State Key Lab of Control and Simulation of Power Systems and Generation Equipments Tsinghua UniversityBeijing100084China 2. State Grid Wuhu Electric Power CompanyWuhu241027China）

A non-supplementary fired compressed air energy storage （CAES） with molten salt thermal storage is proposed in this paper. Combined molten salt with compressed air energy storage，this system can achieve mass storage and efficient conversion of electrical energy. The off-peak power or abandoned wind and photoelectric power is converted into high-grade thermal energy， which is stored in the molten salt heat storage system. Meanwhile the air is compressed to high pressure and then stored in the gas storage device. The high pressure air heated by the molten salt can drive turbine to generate electricity when it is needed. The process design is completed with basic principle of thermodynamic analysis， and the key factors that affect the system efficiency are explored. The results show that the storage efficiency can be significantly improved by increasing the thermal storage temperature and turbine inlet pressure， which could provide a reference for compressed air energy storage as well as the renewable energy.

Compressed air energy storage， molten salt heat storage， peak load shaving， efficiency of energy storage

TM715

薛小代男，1982年生，博士后，研究方向为压缩空气储能、新能源综合利用和高效热力系统等。

E-mail： xuexiaodai@tsinghua.edu.cn

梅生伟男，1964年生，教授，博士生导师，研究方向为电力系统控制、灾变防治、混成控制及可再生能源发电等。

E-mail： meishengwei@tsinghua.edu.cn（通信作者）

2015-12-15改稿日期2016-02-06