储热技术基础（Ⅱ）——储热技术在电力系统中的应用

李永亮，金 翼，黄 云，叶 锋，汪 翔，李大成，王彩霞，丁玉龙

（英国利兹大学-中国科学院过程工程研究所储能联合研究中心，北京 100190）

在人类现代文明的发展过程中，电能的应用是继钻木取火和蒸汽机应用后，人类历史上利用能源的第三次飞跃。电能的即时传输彻底改变了人类的用能方式，使人类迎来了电气化时代，并奠定了21世纪信息化现代文明的基石。然而也正是电能即发即用的特点，使得电力工业的各个环节包括发电、输电、配电以及用电都必须得到即时的相互协调以保证电力系统的安全和可靠运行，这也使得电网成为迄今为止人类建造的最复杂的系统工程之一。

但目前我国的实际状况是电力供应链尤其是电网正面临着前所未有的挑战，这是由我国近年来用户端用电情况的变化以及发电端电源结构的变化两个方面共同决定的。用电方面随着我国国民经济的发展和人民生活水平的提高，城镇用电量不断的增加，电力峰谷差不断扩大，特别是居民空调的普及，加剧了供电的峰谷矛盾。为应对不断增加的高峰电力需求，我国的装机容量不断攀升，截止2012年底全国装机容量超过1140 GW，居世界第一位。电源结构方面新增容量绝大多数为300 MW以上的大型火电机组，运行灵活但效率低且污染严重的中小型燃煤机组被逐渐取缔，这也给电网的调峰带来了很大的问题。另一方面我国近年来可再生电力发展迅猛，截止2012年底风电装机超过63 GW，约占全球装机总容量的26%，位居世界第一；太阳能光伏发电装机容量也超过 7 GW。由于可再生能源发电受季节、气象和地域条件的影响，具有明显的不连续性和不稳定性，其发出的电力波动较大，可调节性差。不断提高的可再生发电容量接入电网已经并且将更加严重地影响电网的安全和稳定性。以我国风电装机为例，由于以大容量的集中式风电为主且当地消纳能力明显不足，使得我国目前的弃风现象十分普遍。国家能源局统计数据表明，2011年度我国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少至1900小时左右，个别省（区）的利用小时数已经下降到1600小时左右，严重影响了风电场运行的经济性。可见，可再生能源发电的大规模电网接入已经成为制约其进一步发展的瓶颈。

配套大规模储能装置，可以解决发电与用电的时差矛盾及间歇式可再生能源发电并网对电网安全和稳定性的影响。储能技术作为提高智能电网对可再生能源发电兼容量的重要手段和实现智能电网能量双向互动的中枢和纽带，是智能电网建设中的关键技术之一。我国近年来十分重视储能技术的发展，近期发布的《国家“十二五”科学和技术发展规划》中明确提出“十二五”期间将重点发展大规模间歇式电源并网与储能等核心技术。

将储热技术应用于电力系统中的大规模储能具有其独特的自身优势。首先储热技术是物理过程，相对于化学储能和电磁储能它的技术成熟度更高而成本较低，适合大容量长时间储能。更为重要的是目前电力系统中绝大部分的发电过程是通过热功转化的方式实现的（水电例外），热能本身就是发电过程的重要环节。因而利用储热技术作为电力系统中大规模储能手段时，其释能过程可以利用电力系统本身的热功转化设备，这样可以大大提高设备利用率和整体能源利用效率，进一步降低了储能的成本。最后，在某些特殊场合例如分布式能源系统中，热能（包括热与冷）本身就是终端用户需要的能量形式之一，故而利用储热技术可以达到一举多得的目的。

但是另一方面相对于其它储能技术储热也有其自身的不足。一是热能的品位（即热能“”）相对于化学能和电磁能等比较低，这就使得大规模储热虽然容易，但是要保证所储存热量的质，即所储热量最终转化为电功的量却不易，因而进一步提高储热的能量密度一直是科学研究和实际应用中的一个努力方向。另外，储热技术中能量的转化和转移是依靠分子的热运动完成的，由于热的传递相对于化学能和电磁能的传递要慢得多，这就使得热能的转化和转移过程中其品质的损失较大（由传热过程中的温差引起），它会严重影响整个储能过程的效率。因而在当前电力系统中主要的储热技术应用方面，包括太阳能热发电储热技术、压缩空气储能储热技术、深冷储电技术以及热泵储电技术，都在努力通过提高储存热量的能量密度和优化热能转化和转移过程以提高储热技术的效率和经济性。

1 储热技术在太阳能热发电中的应用

太阳能热发电（即光热技术）是指利用集热器将太阳辐射波谱中长波部分的能量转换成热能并通过热力循环过程进行发电的过程。与价格昂贵的光伏发电相比，光热技术被认为是更加适合大规模集中式开发的太阳能发电方式，它与传统的化石能源发电相互配合使用能成为缓解能源危机的重要途径。由于太阳辐射的一个明显特点是受昼夜和季节等规律性变化的影响以及阴晴云雨等随机因素的制约，为保证太阳能电站的全天候连续稳定运行并提高发电效率、降低发电成本，太阳能热发电系统中一般都会采用储热技术。

太阳能储热包含三个子过程：① 换热流体将热能从集热器带走并传给储热介质（换热流体本身也是储热介质）；② 热能在储热介质积聚；③ 换热流体将热能从储热介质中带走并传递给发电系统中的热设备。依照实际应用中三个过程的实施方式，太阳能热发电中的储热技术可以分为两类。第一类储热技术中三个过程完全分开，储热量的具体表现为储热介质温度的升高和/或降低，以及相变潜热量的增加或减少。在这类应用中，一般水或导热油等用作换热流体，而热量最终以显热的形式储存于岩石、耐火高温混凝土等显热储热材料中和/或以潜热的形式储存于相变材料中。这种储热方式的优点是便于控制，但是水和导热油在高温下蒸汽压很大，使用时需特殊的压力阀等设备，导热油还容易引发火灾，而且价格较贵[1]。另一方面由于系统结构复杂，热能在转移和转化的过程中有损失，尤其是在复杂的传热过程中热能的品质降低，使得整个储热系统的效率较低。第二类储热技术中的传热流体（如熔融盐）在储热过程中同时作为换热流体和储热介质，从而简化了热量转化和转移的过程，减小了储热过程中能质的损耗。熔融盐作为传热流体是指将普通的固态无机盐加热到其熔点以上形成液态，然后利用熔融盐的热循环达到太阳能传热蓄热的目的。表1显示，与传统的工质相比，熔融盐在高温工作区具有较宽的使用温度范围、较好的传热性能、较低的工作压力以及相对便宜的价格等优点，但腐蚀性等是这种介质的缺点之一（见下文）。

表1 常用液态显热储热材料的工作温度和优缺点[2]Table 1 Comparison of some liquid thermal energy storage media[2]

目前世界上已经建设运行和正在建设中带储热的光热电站，几乎全部采用熔融盐储热，其具体配置为双罐式结构，如图1所示。由此可见，与第一类储热技术不同的是其储热的具体表现为储热介质质量的增加，即高温灌中熔融盐质量的增加。第一套配置熔融盐储热系统的商业化太阳能热电站由西班牙Andasol建造并于2009年投入运行。迄今为止包括意大利 Archimede太阳能热电站、西班牙Torresol太阳能热电站等均通过熔融盐储热系统的配置实现了10MW级系统的24小时持续发电。值得指出的是，虽然熔融盐储热已经进入了商业化应用的阶段，但是在使用中的问题仍然十分突出，例如碳酸盐液态的黏度大和易分解，氯盐对容器的强腐蚀性，硝酸盐溶解热较小、热导率低等问题。更为严重的是，由于熔融盐的凝固温度较高，一旦温度降低它有可能在集热器和管路中凝结从而可能使设备报废。因而熔融盐目前的研究热点之一是寻找新的配方以降低上述问题的发生，并且更重要的是降低其凝固温度[4]。

图1 与燃机集成的包含储热单元的太阳能热发电系统示意图[3]Fig.1 Solar thermal power plant integrated with thermal energy storage unit and gas turbine[3]

2 储热技术在压缩空气储能技术中的应用

压缩空气储能技术是迄今为止除抽水储能外唯一投入工业应用的大规模储电技术。利用这种储能方式，在电网负荷低谷期将富余电能用于驱动空气压缩机，将空气高压密封在山洞、报废矿井和过期油气井中；在电网负荷高峰期释放压缩空气推动燃汽轮机发电。这种传统的压缩空气储能技术已基本趋于成熟，自德国1978年第一台压缩空气储能系统投入商业运行以来，至今已有30多年的历史。然而传统的压缩空气储能系统的大规模推广却面临着两方面的技术障碍：① 能量密度低因而需要大型储气装置；② 高压比压缩时功耗大且产生的压缩热多，因此大大影响了整体储能的效率，并且要依赖燃烧化石燃料来提高透平输出功率。也正因如此，迄今为止世界上已投入运行的压缩空气储能系统只有两套，分别为1978年投产的德国290 MW的Huntorf压缩空气储能电站和 1991年开始运行的美国亚拉巴马州McIntosh的110 MW州电力公司压缩空气储能电站[5]。

图2 绝热压缩空气储能系统示意图[6]Fig.2 Working principle of advanced adiabatic compressed air energy storage technology[6]

带储热的压缩空气储能系统，即绝热压缩空气储能系统是解决压缩空气效率低和依赖化石燃料的途径之一。绝热压缩空气的储能过程如图2所示，空气的压缩过程接近绝热，会产生大量且温度较高的压缩热。该压缩热能被存储在储热装置中，并在释能过程中加热压缩空气，驱动透平做功。相比于燃烧燃料的传统压缩空气储能系统，该系统的储能效率大大提高，可达到75%以上；同时，由于用压缩热代替燃料燃烧，系统去除了燃烧室，实现了零排放的要求。

绝热压缩空气储能系统中的储热技术与太阳能系统中的储热技术相似，也可以采用储热介质固定和双罐式换热流体储热两种方式。由于压气机本身的工作性能限制等原因，绝热压缩空气储能中的工作温度不宜过高，一般限制在400 ℃以下，因而实际中一般采用多级压缩级间冷却。由于压气机的功耗随进口温度的升高而急剧增加，在压气机进口将空气温度冷却到越低越好。基于以上两个原因利用导热油作为传热和储热介质的双罐式储热系统在绝热压缩空气储能系统中最具吸引力。目前德国的Adele-Stassfurt项目正计划于2013年投入1200万欧元建造一个输出功率为 90 MW、储能容量为 360 MW·h 的示范系统[7]。

3 深冷储电技术

图3 深冷储电技术原理图[9]Fig.3 Principle of cryogen based energy storage technology[9]

深冷储电技术是一种将储热（冷）直接用于大规模电能管理的技术，它以液态空气为储能介质，利用空气常压下极低的液化点解决了一般储热技术中能量密度小以及压缩空气储能高压储存困难的问题，因而可以将深冷储电技术看作是储热技术和压缩空气储能技术的结合[8]。深冷储电技术的工作原理如图3所示：在用电低谷，过剩的电能用于驱动空气液化单元生产液态空气并储存于低压的深冷储罐中；在用电高峰或者其它需要紧急电力的情况下液态空气被加压升温后送入高压空气透平组（即释能单元）驱动电机发电。由于低温液化及储存技术是成熟技术，在液化天然气行业已有很长的应用历史，深冷技术因此有潜力发展成为大容量储能技术并像抽水储能电站那样为电网提供各种静态和动态服务，例如削峰填谷、负荷跟踪、紧急备用容量等。

与太阳能热发电和绝热压缩空气储能中的储热技术只关注热能的转化和转移不同的是，深冷储电技术中热能的生产，即液态空气的生产也是极其重要的一环，而且是该技术能否具有竞争力的关键因素。如果采用传统的气体液化技术，由于液化过程中能耗大且效率低，会严重影响深冷储电的整体效率。英国利兹大学和高瞻公司（Highview Power Storage Ltd.）合作提出了在深冷储能过程中加入蓄冷单元，即在液态空气释能的过程中将其释放的冷能储存起来用于液化空气，以此降低空气液化过程中的能耗并提高系统的储电效率，如图4所示。世界上第一套深冷储能示范系统（400kW/3MW·h）已于2011年建成并投入运行。该系统不仅验证了深冷储电技术的可行性，而且通过与就近的生物质电厂合作示范了深冷储能系统在低品位余热利用方面的巨大潜力，利用它电厂的低温余热转化为电能的效率达50%以上。虽然作为首套系统它的整体储能效率还有很大的提升空间，但是它在快速启动及出功量快速爬升能力等方面已显示出巨大优势，目前示范电厂与英国国家电网合作一直在为电网提供各种容量需求和辅助服务。

图4 深冷储电系统示范系统示意图[10]Fig.4 A schematic diagram of the cryogen based energy storage demonstration plant[10]

可以看出，深冷储电技术本身就是一种包含了热能生产过程的储热技术，而低温蓄冷又是其重要的组成部分，因而深冷储电技术既包含了储热技术中电能与热能之间的复杂转化，也包含了热能的转移和储存。目前深冷储电系统的储冷单元采用的是以空气为传热流体、以砂石为储冷介质的第一类储热技术。文献[9]等也提出了利用图5中所示的制冷剂作为传热流体和储热介质的双罐式储冷系统可以获得更高的系统效率，但是由于制冷剂本身可燃等可能引起的安全性问题，这样的系统尚未在试验系统中应用。

图5 常用液态显热储冷材料的工作温度及其定压比热容[9]Fig.5 Working temperature range and heat capacity of some cold storage materials[9]

4 热泵储电技术

深冷储电技术是将能量以低温热能的形式储存，在空气液化过程中空压机也会产生压缩热，但是由于要减小压缩机的功耗一般通过级间冷却以保证压缩热的温度不要太高。相反地，在热泵储电技术中，却是通过完全的近似绝热的压缩和膨胀同时产生高温热能和低温冷能，以此达到高效储存电能的目的。如图6所示，热泵储电系统利用一组高效可逆的热机/热泵将电能同时转化为热能和冷能并储存于两个绝热容器中。在储电的过程中，常温常压的工作气体首先被压缩机近似绝热地压缩为高温高压气体，高温高压气体通过集热器将热能传递给储热介质，本身降温为高压常温气体排出集热器。而后，高压常温的工作气体通过透平机近似绝热地膨胀变为常压低温的气体，该气体通过集冷器将冷能传递给储冷介质，本身升温至常温常压气体排出集冷器，完成循环。在此过程中，压缩机耗功和透平机膨胀功之差即为消耗的净功，亦即储存的电能。当系统释能时，压气机和透平均反转并交换角色，系统的净出功驱动电机发电。可见，与深冷储电技术相同，热泵储电技术也同时包含了电能与热能之间复杂的转化和热能的转移、储存两个过程。

图6 热泵储电技术原理示意图[11]Fig.6 Working principle of heat pump based electrical energy storage technology[11]

热泵储电技术由英国Isentropic Energy公司提出，由于工作气体的膨胀和压缩过程构成一个闭口循环，一些压缩热性能更好的气体例如氦气、氩气等可以用作系统的循环工质以降低系统的工作压力。虽然理论上热泵储电技术的储能效率非常高，但是它的实际运行效果非常依赖于压气机和透平的实际性能，即绝热效率。更为重要的是由于两个部件都要同时满足正反转时均有较高的效率，这对热功转化设备提出了非常高的要求。另外，如果集热器和集冷器中循环气体不能充分换热，也会大大增加储能过程中的能耗和减小释能过程中的净出功，使系统的储电效率大大降低。2012年 Isentropic Energy公司获得了1400万英镑的投资建造一个储电能力为16 MW·h的示范装置，其设计的储热与储冷温度分别为500 ℃和-160 ℃，并且拟用氩气作为循环工质，以沙砾作为储热和储冷介质。值得指出的是，使用沙砾的显热储热和储冷虽然可以简化系统的结构，但在运行中集热器和集冷器中必须保持非常大的温度梯度才能保证系统的效率，然而由于储能系统要求间歇式运行，而且储热和储冷的温度都非常高（低），砂石在气体流动方向的热传递难以避免，这就会大大降低系统效率。正因如此，尽管 Isentropic Energy宣称该系统实际效率可达72%～80%，相关专家对此却持怀疑态度。这里如果利用双罐式的液态显热储热（冷）的方式代替沙砾储热（冷）可以提高系统的效率，但是另一方面由于非接触式的热交换方式换热较慢，势必大大增加系统的复杂程度和在集热器和集冷器上的投资成本。

5 结 语

介绍了储热技术在电力系统中的最有潜力的四种具体应用技术，其中太阳能热发电中的储热技术最为简单，仅仅包含热能的传递和储存，因而应用前景明朗。其它三种应用方式均包含了热能（冷能）的生产过程，系统较为复杂，对机械部件，尤其是热功转化部件（压气机和透平）的依赖程度高，大规模应用还需要不同程度的研发努力，特别是基于热泵的储电技术。但是，从长远看，可再生能源的比例将不断快速上升，以最为成熟的热功转化技术为基础的储热技术将会在能源网络管理中发挥重要的作用。

另外，单从热能的传递和储存的方面看，由于在电力系统中热能需保持较高的品位（即较高温度的热和较低温度的冷）以提高其能量密度，双罐式的液体显热储热（储冷）能够更好地保证储热过程的整体效率，所以会在将来电力系统的储热技术中发挥重要的作用。

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