-
双工质气体压缩储能系统可集成现有成熟设备,构建百兆瓦级大规模电力储能电站。文章以适合于工业园区配套的100 MW/400 MWh规模的分布式储能电站为例进行分析。
双工质储气库的工作压力选3 MPa(a)。一方面,此压力对于承压容器的选型比较有利,比如:可选用球罐、管道储气库;另一方面,3 MPa(a)压力下二氧化碳的液化温度是−5.55 ℃,在东南沿海地区的气温条件下,可避免二氧化碳气腔中的气体在低温季节发生液化而导致压力失控。
空气回路的布置类似于常规的压缩空气储能系统,并采用两段压缩、两段膨胀方式。第一段压缩机压比约为10,第二段压缩机压比约为3,两段压缩机分别配置一台电动机。第一段膨胀机膨胀比约为3,第二段膨胀机膨胀比约为10,两段膨胀机共同驱动一台发电机。压缩机排气热量用储热方法回收,并用于回热膨胀机进气。第一段压缩机排气热量温度高,可采用熔盐、导热油储热,用于第二段膨胀机进气回热;第二段压缩机排气热量温度低,可采用高压水储热,用于第一段膨胀机进气回热。
二氧化碳回路的布置采用一段压缩、一段膨胀的方式。二氧化碳压缩机配套一台电动机,排气压力约8 MPa(a),二氧化碳压缩机排气热量用储热方法回收,可采用高压水储热,用于膨胀机进气回热。二氧化碳临界点为31 ℃/7.4 MPa(a),二氧化碳的冷凝可通过环境冷却液化,二氧化碳气化可利用工业园区低温余热及系统自身余热。二氧化碳膨胀机排气压力3 MPa(a),驱动一台发电机。
系统的上述参数用于文章初步的热力学计算,实际的工程设计还需要结合厂址条件和运行工况进一步优化工艺流程和参数,使设计性能达到最佳。
-
根据参考文献[19],选取其中较高的设备性能参数,用于双工质气体压缩储能系统的空气回路,同时,补充二氧化碳回路的设备性能参数,见表1,其他次要设备及其能耗对系统影响忽略不计,并假定周边条件可以满足二氧化碳的液化和气化的能量需求,液体二氧化碳按照27 ℃/8 MPa(a)储存。储能过程时长6 h,释能过程时长4 h。按表1参数,运用干空气和二氧化碳物性数据,对系统额定工况下的储能效率、能量密度及其他指标进行计算。
设备性能参数 设备性能参数值 一段空气压缩机等熵效率 0.845 一段空气压缩机机械效率 0.990 一段空气压缩机电动机效率 0.980 二段空气压缩机等熵效率 0.860 二段空气压缩机机械效率 0.990 二段空气压缩机电动机效率 0.980 一段空气膨胀机等熵效率 0.900 一段空气膨胀机机械效率 0.990 二段空气膨胀机等熵效率 0.930 二段空气膨胀机机械效率 0.990 空气膨胀发电机效率 0.980 二氧化碳压缩机等熵效率 0.830 二氧化碳压缩机机械效率 0.980 二氧化碳压缩机电动机效率 0.970 二氧化碳膨胀机等熵效率 0.880 二氧化碳膨胀机机械效率 0.980 二氧化碳膨胀发电机效率 0.970 换热器压损/MPa 0.050 空气高温回热温差/℃ 35 空气低温回热温差/℃ 20 二氧化碳回热温差/℃ 15 Table 1. Performance parameters of the equipments for the energy storage system with binary cycle gas compression
通过热力学分析计算,得到上述双工质气体压缩储能系统额定工况下流量、温度、压力等关键状态参数,以及透平机械做功参数,相关数据列于表2。
额定工况状态参数 状态参数值 空气压缩流量/(Nm3·h−1) 4.39×105 一段空气压缩机进口温度/℃ 20.00 一段空气压缩机进口压力/MPa(a) 0.098 一段空气压缩机出口温度/℃ 340.17 一段空气压缩机出口压力/MPa(a) 1.00 二段空气压缩机进口温度/℃ 35.00 二段空气压缩机进口压力/MPa(a) 0.95 二段空气压缩机出口温度/℃ 181.06 二段空气压缩机出口压力/MPa(a) 3.05 空气压缩电动机功率/MW 76.51 二氧化碳压缩流量/(Nm3·h−1) 5.28×105 二氧化碳压缩机进口温度/℃ 20.00 二氧化碳压缩机进口压力/MPa(a) 3.00 二氧化碳压缩机出口温度/℃ 107.42 二氧化碳压缩机出口压力/MPa(a) 8.10 二氧化碳压缩电动机功率/MW 18.46 储能功率/MW 94.97 储能输入电量/MWh 569.84 空气膨胀流量/(Nm3·h−1) 6.58×105 一段空气膨胀机进口温度/℃ 156.47 一段空气膨胀机进口压力/MPa(a) 3.00 一段空气膨胀机出口温度/℃ 51.97 一段空气膨胀机出口压力/MPa(a) 1.00 二段空气膨胀机进口温度/℃ 305.17 二段空气膨胀机进口压力/MPa(a) 0.95 二段空气膨胀机出口温度/℃ 52.55 二段空气膨胀机出口压力/MPa(a) 0.103 空气膨胀发电机功率/MW 82.76 二氧化碳膨胀流量/(Nm3·h−1) 7.92×105 二氧化碳膨胀机进口温度/℃ 92.42 二氧化碳膨胀机进口压力/MPa(a) 7.90 二氧化碳膨胀机出口温度/℃ 20.23 二氧化碳膨胀机出口压力/MPa(a) 3.00 二氧化碳膨胀发电机功率/MW 17.24 释能功率/MW 100.00 释能输出电量/MWh 400.00 储能效率/% 70.20 二氧化碳用量/t 6.87 储气库容量/m3 9.47×104 储液罐容量/m3 9.15×103 能量密度/(kWh·m−3) 3.85 Table 2. State parameters of rated condition for the energy storage system with binary cycle gas compression
双工质气体压缩储能系统的储能效率为:
$$ \eta=E_{\text {out }} / E_{\text {in }} $$ (1) 式中:
η ——储能效率;
Eout ——释能过程输出电量(kWh);
Ein ——储能过程输入电量(kWh)。
能量密度近似为:
$$ D=E_{\text {out }} /\left(V_{\mathrm{g}}+V_{\mathrm{l}}\right) $$ (2) 式中:
D ——能量密度(kWh/m3);
Vg ——储气库容量(m3);
Vl ——储液罐容量(m3)。
由表2可知,100 MW/400 MWh双工质气体压缩储能系统中,系统的储能效率70.20%,而文献报道压缩空气储能电站设计效率可达70%[20],两者相近。可见,双工质气体压缩储能系统储能效率可以达到压缩空气储能的水平。
双工质气体压缩储能系统的能量密度为3.85 kWh/m3,而压缩二氧化碳储能系统的能量密度约0.1 kWh/m3,其能量密度远高于压缩二氧化碳储能系统。盐穴压缩空气储能系统采用地下储气,能量密度方面不具备可比性。
100 MW/400 MWh双工质气体压缩储能系统的生产区设施布置如图2所示,假定储气库采用钢制球罐,单个球罐容积约2000 m3,直径约15.7 m,按50个球罐布置,储气库区占地面积约18000 m2,再加上储液罐、储热、主机厂房、公用及其他设施,生产区总占地面积约32000 m2。
-
双工质气体压缩储能系统采用地面储气方式,既不依赖盐穴或其他洞穴资源,也不需要建造人工硐室,同时,地面储气库占地面积适中,可确保系统用地指标不超,完全可以进入工业园区布置,贴近工业用户。
系统所使用的空气和二氧化碳工质为自然工质,系统运行过程没有污染物排放,系统压力为中压等级,系统中的设备均为常规工业设备,建设和运行也不涉及特种工艺,完全满足工业园区的安全和环保要求,并且由于地面布置,操作、维护、检测、管理等各项工作均十分便利。系统退役后,所有设备和设施均可拆除,复原厂址,而且储气库、储液罐、透平设备、容器、管道等都具有较高的残值,可回收资金非常可观。
系统除了提供电能以外,还可提供压缩空气、冷量(液体二氧化碳蓄冷)、热量(压缩热)等多联供,满足工业用户的储能需求和电、气、冷、热多类型的用能需求。工业园区能耗高,同时,散热量也高,这就为系统获取低温热量用于二氧化碳气化提供很大的便利。这两方面都十分有利于系统储能效率或综合能效的提高。
工业园区是双工质气体压缩储能最适合的应用场景,100 MW/400 MWh等级的规模适合于服务工业用户的中小型分布式储能电站,也可建设多套系统,组成服务电网侧的大型集中式储能电站或者服务新能源场站的共享式储能电站。
-
以上述100 MW/400 MWh双工质气体压缩储能系统为例,系统中的压缩空气储能机组、压缩二氧化碳储能机组和换热储热装置均可采用现有成熟技术和设备,这些设备再加上配套辅助设施,三部分的单位造价约3000元/kW,总造价约3亿元,其中二氧化碳储液罐造价占比可达20%。对于采用钢制球罐方式的储气库系统,其造价约3亿元,单位造价约3000元/kW。由于各地区征地价格差异很大,长三角地区大多在75万元/hm2~375万元/hm2区间,征地费用约1000万元,所以征地费用对系统总造价影响小。如果不考虑征地费用,系统总造价约6亿元,总的单位造价约6000元/kW(1500元/kWh)。
储气库造价高,在系统总造价中的占比达50%,有必要研发新材料、新工艺和新设计,大幅降低储气库建造成本,同时,进一步通过标准化、批量化建造,系统单价造价有望降低至趋近于大型抽水蓄能电站以及盐穴压缩空气储能电站单位造价水平[20]。
双工质气体压缩储能系统的选址及建造难度低,项目建设周期可控制在2 a以内。作为机械式储能方式,双工质气体压缩储能系统的主设备设计寿命长,系统服役寿期可达到30 a以上。
-
双工质气体压缩储能系统的商业竞争力评估,以传统的抽水蓄能和已实现商业化应用的锂电池,以及处于商业化应用初期的全矾液流电池、盐穴压缩空气储能、压缩二氧化碳储能等大规模长时储能方式,作为比较对象,从安全环保、造价水平、储能效率、使用寿命、建设周期、占地面积等多维度,按照100 MW/400 MWh规模为基准进行评估,见表3。
方式 安全环保 造价水平/[元·(kWh)−1] 储能效率水平/% 使用寿命/a 建设周期/a 占地规模/hm2 抽水蓄能 优 1000 75~85 >30 >5 35.0 锂电池 中 1000 85~90 <15 <1 3.0 全矾液流电池 中 2500 75~80 >20 <1 6.0 盐穴压缩空气储能 优 1000 65~75 >30 2 1.5 压缩二氧化碳储能 优 1200 65~70 >30 2 15.0 双工质气体压缩储能 优 1500 70~75 >30 2 3.5 Table 3. Comparison of the energy storage system with binary cycle gas compression with other energy storage methods for an energy storage scale capacity of 100 MW/400 MWh
在厂址条件合适的情况下,抽水蓄能[21]和盐穴压缩空气储能具有良好的商业竞争力[22]。在用地指标宽松的情况下,压缩二氧化碳储能也具有较好的商业竞争力。这些情况下,双工质气体压缩储能系统不具备商业竞争力的优势。在厂址条件和用地指标都有限制的情况下,比如工业园区储能场景,只能选用锂电池、全矾液流电池或双工质气体压缩储能,相比前两种储能方式,双工质气体压缩储能优势显著,特别是可以运用多联供方式的情况,其储能效率方面也不会逊色。
An Energy Storage System with Binary Cycle Gas Compressionand Its Feasibility Analysis
doi: 10.16516/j.ceec.2024.2.15
- Received Date: 2023-05-19
- Rev Recd Date: 2023-06-28
- Available Online: 2024-03-25
- Publish Date: 2024-03-26
-
Key words:
- compressed air energy storage /
- compressed carbon dioxide energy storage /
- energy storage density /
- energy storage efficiency /
- multi-generation
Abstract:
Citation: | ZHENG Kaiyun, CHI Jiecheng, ZHANG Xuefeng. An energy storage system with binary cycle gas compressionand its feasibility analysis [J]. Southern energy construction, 2024, 11(2): 154-161 doi: 10.16516/j.ceec.2024.2.15 |