350 MW级先进压缩空气储能系统建模与特性分析

凌晨,吴斌,朱学成,陶刚,袁兵,李季,李睿,姜小峰

(1.中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司,南京 211111;2.中能建数字科技集团有限公司,北京 100022)

在“高效、清洁、低碳”的能源利用背景下,煤电进一步为太阳能、风能等新能源发电技术的发展让路,大批新能源发电装机容量并网对电网的稳定运行造成了一定的冲击,未来以新能源为主体的新型电力系统中,储能将为电网的安全、稳定运行提供重要的支撑作用。而其中,压缩空气储能和抽水蓄能以“规模大、效率高、造价低”的特点具有较好的应用前景和推广价值,抽水蓄能是目前最为成熟的大型物理储能技术,但其本身存在选址要求高和建设周期长的特点,也一定程度上限制了其大规模应用推广[1-2]。相较于抽水蓄能技术,压缩空气储能在建设周期和选址要求上存在较为明显的优势,在大型物理储能领域内,可作为抽水蓄能的重要补充部分。近年来,中国能建、中国电建等单位利用自身在传统能源领域的技术优势,推动了大容量压缩空气储能电站的集成技术研发、核心设备研制和地下工程研究工作,压缩空气储能产业迎来爆发式发展,国内已有多座300 MW级及以上压缩空气储能电站处于建设阶段。本文着重对350 MW级先进压缩空气储能系统进行建模,仿真分析不同因素对压缩空气储能系统热力性能的影响。

1 压缩空气储能技术

压缩空气储能技术是利用电网低谷电或弃风弃光废电驱动压缩机压缩空气,将富余的电能转化成空气势能储存到盐穴、岩石矿洞、人工硐室或其他压力容器等储气库中,并采用热水、导热油或熔融盐等储热介质回收压缩热;在用电高峰期,从储气库中释放出的高压空气经加热升温后通过膨胀机做功,驱动发电机发电,从而实现能量的存储和释放。压缩空气储能系统有多种类型,按照不同的标准有不同的分类,目前已商业化运行的压缩空气储能技术路线主要是补燃式压缩空气储能系统和非补燃式压缩空气储能系统。相对补燃式压缩空气储能技术,非补燃式压缩空气储能技术不需要燃烧化石燃料,无大气污染物及CO2排放,属于环境友好型技术。非补燃式压缩空气储能技术又可分为无外部热源式(高温绝热压缩、中温绝热压缩)和有外部热源式(光热、工业余热等)[3-5]。

补燃式压缩空气储能技术由燃气轮机技术衍生而来,世界上首座补燃式压缩空气储能商业化运行电站是1978年投运的德国Huntorf电站,电站压缩机功率为60 MW,膨胀机的功率为290 MW,充气储能时间为8 h,放气发电时间为2 h,机组的实际运行效率约为42%。美国亚拉巴马州西南部的Mclntosh电站是世界上第二座压缩空气储能电站,机组的压缩机功率为50 MW,膨胀机的功率为110 MW。机组可连续充气时长高达41 h,连续发电可达26 h,机组实际运行效率可达54%[6-7]。

目前,国内尚无正式投产的补燃式压缩空气储能电站。但是,我国在非补燃式压缩空气储能技术的工程实施走在了世界前列,由中盐集团、清华大学和中国华能牵头投资建设、中国能建江苏院总体设计的江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目已于2022年5月26日完成整套机组商运投产,机组装机容量为60 MW,储能时间为8 h,发电时间为2 h,机组的设计效率为60%。除此之外,由中国能建牵头投资的湖北应城、山东泰安、辽宁朝阳、甘肃酒泉、甘肃金昌等一批300 MW级压缩空气储能电站均于2022年内成功实现开工建设,我国大型非补燃式压缩空气储能电站技术的发展与应用进入了“快车道”。

2 仿真模型

2.1 热力系统简介

非补燃式压缩空气储能电站核心组成有压缩机、膨胀机、换热器、高低温储罐以及储气库,如图1所示。压缩空气储能系统采用多段压缩和多段膨胀结构,压缩过程中环境空气经多段压缩和中间冷却后流入储气库;膨胀过程中来自储气库的高压空气经多段中间加热和膨胀做功后排向大气;储换热系统配置高、低温储热工质罐,用于存放储热工质。由图1可知,由于换热端差和段间阻力损失存在,根据能量守恒定律,压缩热均不能在单次循环中被完全消纳;合理选取压缩和膨胀段数,也即压缩机段间排气温度,在提高系统转换效率的同时,综合考量设备的投资成本,为实际工程的初步设计提供指导作用。

图1 非补燃式压缩空气储能系统示意图

2.2 系统数学模型

基于2.1节中的工质循环流程以及本文的仿真分析需求,仿真分析系统的数学模型包含压缩机、换热器、膨胀机和性能指标四个部分。首先作出如下假设[8-9]：

(1)将空气视为理想气体,其性质满足理想气体状态方程;

(2)不计漏气损失和散热损失,储热罐温度和储气库温度恒定;

(3)膨胀过程采用等比膨胀形式。

2.2.1 压缩机

压缩机轴功率为：

(1)

压缩机进、出口温度和压力满足：

(2)

式中：Pcin、Pcout为压缩机的进出口压力,bar;Tcin、Tcout为压缩机进出口温度,K;k为绝热指数;R为空气气体常数;Wc为压缩机轴功率,W;γ为压缩机的多变指数;Gc为压缩机空气质量流量,kg/s;ηc为压缩机的多变效率。

2.2.2 换热器

换热器的换热效率为：

(3)

式中：Tain、Taout为换热器空气侧(管侧)的进出口温度,℃;Txin、Txout为换热器换热介质侧(壳侧)的进出口温度,℃;cpa、cpx为空气和传热介质比热容,kJ/(kg·K);Gx、Gc为管侧、壳侧传热介质流量,kg/s;ETA为换热器效率。

2.2.3 空气膨胀机

膨胀机的输出轴功率为：

(4)

膨胀机进、出口的温度和压力满足：

(5)

式中：Pein、Peout为膨胀机的进出口压力,bar;Tein、Teout为膨胀机进出口温度,K;Ge为膨胀机空气质量流量,kg/s;ηt为膨胀机的等熵效率;We为膨胀机轴功率,W。

2.2.4 系统转换效率

在一个压缩蓄能和膨胀释能的运行周期中,储能过程时间为tc,释能过程时间为te,压缩时段和膨胀时段的空气总质量相等,有Gctc=Gete,则系统转换效率为：

(6)

=f(βc,i,βe,j,Tcin,i,Tein,j,ηc,i,ηt,j)

式中：βc,i、βe,j分别表示第i段压缩机压缩比及第j段膨胀机膨胀比。

3 仿真结果分析

综合上述模型,以国内某350 MW级压缩空气储能电站为研究对象,该机组储能时长为12 h,释能时长为6 h,基于EXCEL、EBSILON等软件构建压缩空气储能电站仿真系统,深入研究分析不同因素对系统转换效率的影响。本文研究的压缩空气储能电站热力系统基准工况参数如表1所示。

表1 压缩空气储能电站主要性能参数

3.1 储气库压力

在分析储气库压力变化时,不考虑压力波动对于压缩侧最佳段数或膨胀侧最佳段数可能带来的影响,改变储气库上限压力从17.5 MPa逐渐降低至7.5 MPa,储气库压力波动范围限定为1.6 MPa,维持发电机功率不变,分析得到系统转换效率的变化如图2所示。

图2 储气库压力对系统效率、膨胀机排气温度的影响

由图2可知,压缩空气储能系统的转换效率随着储气库压力的升高先增加再降低,这是由于随着储气室压力的升高,空气膨胀机入口压力升高,单位质量空气的做功能力增大,空气膨胀机的空气流量减小,压缩侧的工质流量相应减小,压缩侧整体的耗功随压缩空气的流量减小而降低。同时储气室压力的升高引起末级压缩机的压缩比增大、耗功有所增加。虽然末级压缩机的排气温度提高有助于提高末级压缩机传热介质的最高温度,但是末级压缩机的出口温度相对较低,有相当一部分压缩热被冷却水冷却,没有将热量反馈至膨胀侧压缩空气,未被有效利用。膨胀机的排气温度随着储气库压力升高而降低。

由图3可知,随着储气库压力升高,由于压缩机在压缩过程中的总工质流量减小,压缩空气储能机组所需的储气库容积相应减小后微弱增大。因此,随着储气库压力的增大,循环工质总量减少,降低了中、低压段压缩机的设计选型和设备制造难度,储气库所需容积下降,但提高了储气库的承压能力要求。

图3 储气库压力对压缩机流量、储气库容积的影响

3.2 阻力损失

在压缩机和膨胀机的压比、进出口参数不变的情况下,分别改变压缩侧、膨胀侧段间阻力损失,计算发电机功率维持不变时的压缩机电功耗,从而得到系统转换效率,分析得到系统转换效率的变化如图4所示。

图4 段间阻力损失对系统转换效率的影响

由图4可知,系统转换效率随着段间阻力损失的增大而降低。随着段间阻力损失的增大,各段压缩机为了克服增加的阻力损失而增加功耗。同时,段间阻力损失的增大降低了各段膨胀比,膨胀机的工质流量增大,压缩机的工质流量相应增大,压缩机功耗增大。

3.3 传热端差

不考虑换热器端差对于压缩段数或膨胀侧再热段数影响,机组压缩侧和膨胀侧分别为三段和两段,在压缩机出口参数及膨胀机入口参数不变的前提下,改变压缩侧及膨胀侧换热器的传热端差,同时维持膨胀侧的发电功率不变,得到系统转换效率的变化如图5所示。

图5 传热端差对系统效率的影响

由图5可知,系统转换效率随着换热器传热端差的增加而减小,传热端差每升高1 ℃,系统转换效率降低约0.25%。传热端差升高后,压缩侧由熔融盐-空气换热器加热的高温储热介质的温度降低,释能过程中对空气的加热效果变差,各段膨胀机的入口温度减小,单位质量空气的做功能力变差。在发电功率维持不变的情况下,膨胀机的压缩空气质量流量增大,对应压缩机的工质流量也增大,压缩机的功耗增加。

3.4 压缩机段间排气温度

维持各压缩机段的入口温度不改变,仅改变各压缩机段出口的空气温度,即改变各段压缩机的压缩比,并保持末段压缩机出口压力不变,相应调整各段压缩机的压缩比,同时各膨胀段入口的进气温度随压缩机段间排气温度相应变化(压缩侧换热器和膨胀侧换热器的端差维持不变),计算发电机功率维持不变时的压缩机电功耗,分析得到的系统转换效率变化如图6所示。

图6 压缩机段间排气温度对系统效率的影响

由图6可知,系统转换效率随压缩机各段平均出口温度的增大而升高,这是由于随着压缩机平均出口温度的增大,各段压缩机的压比增大,经加热后的高温储热介质温度升高,增强了释能过程中对压缩空气的加热效果,各段膨胀机的入口温度增大,在发电功率维持350 MW的情况下,膨胀机工质流量减小,压缩机工质流量对应减小,压缩机功耗减小。因此,系统效率随着压缩机段间排气温度的增大呈上升趋势。

4 结语

本文基于机理分析法建立了压缩空气储能系统核心装置的数学模型,利用EBSILON软件构建了压缩空气储能热力性能计算模型,仿真分析不同因素对系统效率的影响,研究结论如下：

(1)压缩空气储能系统的转换效率随着储气库压力的升高先增加再降低;膨胀机的排气温度随着储气库压力升高而降低;压缩机工质流量也随储气库压力升高呈减小趋势,储气库所需容积下降,但提高了储气库的承压能力要求。

(2)系统效率随着段间阻力损失和传热端差增大而降低,在实际工程的应用过程中,应充分考虑系统效率和设备造价,对阻力损失和传热端差进行合理选取。

(3)在压缩机平均进口温度及末段压缩机的出口压力维持不变的情况下,随着压缩机段间排气温度的增大,系统效率呈上升趋势。