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常规抽水蓄能的储能、释能设备是水泵水轮机,通过水泵水轮机上、下“搬运”水来实现能量转换。若要降低抽水蓄能厂址要求,必须想方设法减小库容或上、下库高度差。如果能够使“搬运”单位水量所转换的能量增大,对于给定的储能容量和上、下库高度差,则需要“搬运”的水量就可以减少,库容相应地减小。对于给定的储能容量和库容,则有可能使上、下库高度差减小。
除了使用水泵外,用压缩气体也可以推动液体,这在许多领域都有运用,例如:核电厂在发生事故时,非能动安全系统采用预先储存的高压氮气将安注箱中的水注入堆芯,以避免使用需要外部电力驱动的水泵[8]。如果将常规抽水蓄能电站的下库改成封闭结构的承压容器,将水泵抽水改成压缩空气排水,水轮机发电改成膨胀机发电,则可产生一种耦合抽水蓄能的压缩空气储能方式,两者的对比如图1所示。从原理上,耦合抽水蓄能的压缩空气储能方式借助压缩空气机组,运用压缩空气与水的相互作用力来上、下“搬运”水;同时,储能形式也由单独的抽水蓄能变成抽水蓄能和压缩空气储能耦合,储能介质既有水也有空气。如果压缩空气的能量相比水的重力势能是一个足够大的量级,则耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站可达到改良目标。
Figure 1. Comparison between conventional pumped hydro storage (left) and compressed air energy storage power plant coupled with pumped hydro storage (right)
按照上述想法,进一步对耦合抽水蓄能的压缩空气储能系统的能量转换进行量化分析。压缩空气做功近似地按照理想气体可逆等温压缩过程来计算:
$$ W_{{\rm{c}}}=m{\rm{R}}T{\rm{ln}}\varepsilon$$ (1) 式中:
Wc ——空气压缩耗功(kJ);
m ——空气质量(kg);
R ——空气气体常数0.287 kJ/(kg·K);
T ——空气的绝对温度,取298 K;
ε ——压缩空气的压比。
水泵做功近似为水的重力势能。选择100~600 m高度差,下库压力取1~6 MPa(忽略上库表面大气压),抽水1 m3,压缩空气排水耗功与水泵抽水耗功的对比列于表1,相同高度差条件下,压缩空气排水耗功是水泵抽水耗功的2.3~4.1倍。同理,在上述条件下,也可推导出放水过程空气膨胀做功也是水轮机做功的同等倍数。由表1也可见,高度差100 m压缩空气排水耗功相当于高度差约230 m水泵抽水耗功,高度差200 m压缩空气排水耗功相当于高度差约600 m水泵抽水耗功。因此,采取这种新方法可使抽水蓄能单位水量的能量转换增加数倍,从而达到减小库容或上、下库高度差的目的。
抽水量/
m3高度差/
m压比 压缩空气排水
耗功/kJ水泵抽水
耗功/kJ能量比 1 100 10 2.3×103 9.8×102 2.3 1 200 20 6.0×103 2.0×103 3.0 1 300 30 1.0×104 2.9×103 3.4 1 400 40 1.5×104 3.9×103 3.7 1 500 50 2.0×104 4.9×103 4.0 1 600 60 2.5×104 5.9×103 4.1 Table 1. Comparison of power consumption between water drainage by compressed air and water pumping by water pump
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耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站包括:两个相互连接且位于不同高度的水库,即上、下库,以及压缩空气机组(压缩机、膨胀机以及用于回收压缩热的储热装置),引水管道连接上、下库。上库位于高位,为常规的水库。下库位于低位,为封闭结构的承压容器储库,用于储存水和压缩空气。上、下库高差宜在100 m以上,优选200 m以上。
耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站的运行过程如下:储能过程中,由压缩机将空气压缩至高压,压缩热通过换热器回收并储存于储热装置,常温的高压空气充入下库,并推挤下库内的水经引水管道输送至上库,由上库通过引水管道为下库中的压缩空气提供基本恒定的水封压力。
释能过程中,上库中的水经引水管道返回到下库,下库内的压缩空气不断被推挤出下库,储热装置释放热量并通过换热器回热压缩空气,回热后的压缩空气经膨胀机完成做功后释放至大气,释能过程中,下库中的空气压力也基本恒定。
耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站与采用排水空间的恒压式压缩空气储能电站相似,而区别于常规的压缩空气储能电站[9-10]:压缩空气储能电站储气压力可达10 MPa或更高、运行过程储气库压力变化、储气库垫底气量可达70%以上,耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站储气压力低、运行压力恒定、无垫底气量。因此,耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站实现了抽水蓄能与压缩空气储能的优势互补。
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耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站概念方案中,以确保机组安全、可靠为首要原则,采用现有成熟的工艺和设备。
首先是上、下库高度差的选取。假设选址区域为山岭,上库位于山顶,下库位于山脚,两者高度差300 m,对应的工作压力为3 MPa(忽略上库表面大气压)。这对于压缩机的工作压力和下库的承压能力来说也都比较合适。大型空气压缩机在深冷空分装置中广泛应用,排气压力可达7 MPa[11],国产设备技术已成熟。更高压力的大型空气压缩机已开始在压缩空气储能示范电站应用[9-10],压力可达10 MPa以上[11-12]。下库可采用洞穴或压力容器,前者包括废弃矿洞或人造洞穴的方式[13-14],后者包括球罐或管道的方式[15]。对于3 MPa压力,球罐和管道(如高压天然气管道)均可适用,且产品成熟,应用广泛,无特殊选址要求。人造洞穴可在山体内或地下开挖,以减少下库占地。
其次是储能容量的选取。传统抽水蓄能电站往往由多台300 MW等级的水泵水轮机组成,发电时长5 h以上。但是,对于单机容量300 MW等级,耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站还没有成熟的配套压缩机。考虑到国内空分行业最高等级的空分装置为12万Nm3/h[9],对应的空气压缩机流量60万Nm3/h以上,本文概念方案中保守地选取约20万Nm3/h流量,对应约40 MW容量等级,5 h的发电量200 MWh,可确保压缩机设备成熟可靠。
最后是压缩空气机组的布置。最高压力3 MPa,对应的压比30,从降低设备复杂性的角度,采用两段压缩和两段膨胀。第一段压缩机压比10,第二段压缩机压比3,两段压缩机单独配套电动机。第一段膨胀机膨胀比3,第二段膨胀机膨胀比10,两段膨胀机共同驱动1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,可采用导热油储热,第二段压缩机排气热量温度低,可采用高压水储热。考虑高温储热成本高,也可采用三段压缩和三段膨胀方式。
根据上述参数,耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站概念方案如图2所示。需要说明的是,实际方案应根据厂址条件因地制宜选择以及优化各项参数,并根据所需储能容量选择设备型号和设备布置。
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耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站的储能效率主要取决于压缩空气机组的性能,水输送过程的损耗和其他微量损失可控制到很小。选取两套性能参数如表2所示,对储能效率及其他指标进行计算。第一套基于现有成熟设备的技术水平;第二套总体性能比第一套高,这些性能指标通过进一步研发可以达到。两套参数的膨胀机等熵效率和电机效率相同,这是由于膨胀机和电机技术水平已基本到顶。
设备性能参数 设备性能参数值 设备低性能 设备高性能 一段压缩机等熵效率 0.820 0.845 二段压缩机等熵效率 0.835 0.860 一段压缩机机械效率 0.980 0.990 二段压缩机机械效率 0.980 0.990 一段压缩机电动机效率 0.980 0.980 二段压缩机电动机效率 0.980 0.980 一段膨胀机等熵效率 0.900 0.900 二段膨胀机等熵效率 0.930 0.930 膨胀机机械效率 0.980 0.990 发电机效率 0.980 0.980 换热器压损/MPa 0.100 0.050 高温回热温差/℃ 40 35 低温回热温差/℃ 25 20 Table 2. Performance parameters of equipment under the conceptual scheme of compressed air energy storage power plant coupled with pumped hydro storage
根据表2的设备性能参数,通过热力学分析方法,运用干空气的物性数据,获得图2所示耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站概念方案在额定工况下流量、温度、压力等关键状态参数,并进一步获得设备做功参数,相关数据列于表3。上、下库液位变化引起的高度差的变化,相比总的高度差而言非常小,为便于计算,计算过程中忽略此影响。引水管道的流动阻力损失取0.1 MPa。储能过程时长8 h,释能过程时长5 h。储能效率为:
额定工况状态参数 状态参数值 设备低性能 设备高性能 压缩机流量/(Nm3·h−1) 2.05×105 2.02×105 一段压缩机进口温度/℃ 20.00 20.00 一段压缩机进口压力/MPa 0.098 0.098 一段压缩机出口温度/℃ 349.62 340.17 一段压缩机出口压力/MPa 1.00 1.00 一段电动机功率/MW 25.94 24.82 二段压缩机进口温度/℃ 35.00 35.00 二段压缩机进口压力/MPa 0.90 0.95 二段压缩机出口温度/℃ 195.61 181.06 二段压缩机出口压力/MPa 3.20 3.15 一段电动机功率/MW 12.48 11.17 储能输入电量/MWh 307.29 285.00 膨胀机流量/(Nm3·h−1) 3.28×105 3.24×105 一段膨胀机进口温度/℃ 170.61 161.06 一段膨胀机进口压力/MPa 2.80 2.85 一段膨胀机出口温度/℃ 77.01 67.82 一段膨胀机出口压力/MPa 1.10 1.10 二段膨胀机进口温度/℃ 309.62 305.17 二段膨胀机进口压力/MPa 1.00 1.05 二段膨胀机出口温度/℃ 53.54 47.01 二段膨胀机出口压力/MPa 0.103 0.103 发电机功率/MW 40.37 40.37 释能输出电量/MWh 201.83 201.83 储能效率/% 65.68 70.81 水量/m3 5.90×104 5.82×104 能量密度/(kWh·m−3) 1.67 1.67 Table 3. State parameters of rated condition under the conceptual scheme of compressed air energy storage power plant coupled with pumped hydro storage
$$ \eta =E_{{\rm{out}}}/E_{{\rm{in}}}$$ (2) 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:
$$ D=E_{{\rm{out}}}/(V_{{\rm{up}}}+ V_{{\rm{low}}})$$ (3) 式中:
D ——能量密度(kWh/m3);
Vup ——上库容量(m3);
Vlow ——下库容量(m3)。
这里,Vup与Vlow相等。
表3给出了40 MW/200 MWh耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站概念方案的各项指标,其中,压缩机流量约20万Nm3/h,膨胀机流量约32万Nm3/h。在低性能参数条件下,系统的储能效率65.68%,在高性能参数条件下,系统的储能效率70.81%。耦合抽水蓄能的压缩空气储能电站概念方案的储能效率低于常规抽水蓄能75%的储能效率。
由表3中水量数据,概念方案的上、下库容各约6万m3,能量密度1.67 kWh/m3。在同样的300 m高度差条件下,常规抽水蓄能的能量密度约为0.4 kWh/m3,即上、下库的库容各25万m3,才能达到200 MWh的储能容量。或者,在6万m3库容条件下,高度差约为1 200 m的常规抽水蓄能电站才能达到1.67 kWh/m3的能量密度和200 MWh的储能容量。
运用同样方法,也可分析其他高度差下的情况,如200 m高度差下,储能效率与300 m高度差条件下接近,库容10.5万m3,储能密度0.95 kWh/m3,相同高度差下的常规抽水蓄能库容需40万m3,或者相同库容下的常规抽水蓄能高度差需750 m。
上述计算证实,耦合抽水蓄能的压缩空气储能方法可以达到减小库容或上、下库高度差的效果。
Concept Research of Compressed Air Energy Storage Power Plant Coupled with Pumped Hydro Storage
doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2023.02.003
- Received Date: 2022-05-23
- Rev Recd Date: 2022-11-08
- Available Online: 2023-03-13
- Publish Date: 2023-03-25
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Key words:
- energy storage /
- pumped hydro storage /
- compressed air /
- energy density /
- energy storage efficiency /
- compressor /
- expander
Abstract:
Citation: | ZHENG Kaiyun, CHI Jiecheng, ZHANG Xuefeng. Concept Research of Compressed Air Energy Storage Power Plant Coupled with Pumped Hydro Storage[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2023, 10(2): 18-25. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2023.02.003 |