压缩空气储能系统余热利用分析

王泽鹏，姚宇飞，陶永成，裴育峰，郭兆君

(中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021)

0 引言

压缩空气储能具有储能容量大、建设成本低、储能效率高和适应性强等优点，被认为是最具有广阔发展前景的大规模储能技术之一。目前，国内自主开发及建设的压缩空气储能示范电站大都采用非补燃、绝热型式，即电站无外部热源或其他能源，只接收电网供电用于驱动空气压缩机，压缩过程产生的热量通过储热介质储存，待释能时加热压缩空气，提高气体的做功能力，进而驱动气轮发电机组对外供电。

压缩和储热过程中存在大量散热损失和加热器端差能量损耗，膨胀发电时排气温度过高也存在一定的能量损失，这导致目前压缩空气储能电站的效率不足70%。而储电－放电周期结束后，储热系统仍剩余一部分热量无法利用，以往工程都需要消耗厂用电和循环冷却水，确保储热系统“归零”，这也进一步降低了压缩空气储能电站的效率。因此，在目前压缩机、膨胀机的效率无法大幅度提高的情况下，尽可能回收利用压缩电站的余热是提高电站综合效率[1]、降低运营成本的有效途径。

1 压缩空气储能系统余热类型分析

典型非补燃，绝热式压缩空气储能原则性系统如图1所示。

图1 典型非补燃，绝热式压缩空气储能原则性系统图

空气经压缩机升压后储存在储气装置中，压缩过程产生的热量由低温水带走，升温后的高温水储存在储热水罐中，完成储能过程。当系统释能时，储气装置中的高压冷空气经高温水重新加热，随后推动膨胀机做功发电，完成释能过程。需要说明的是，为提高系统功率和效率，压缩机和膨胀机一般采用多级方案，换热系统也相应设置多级。

压缩空气系统余热是指上述工艺流程中不能回收或无法回收的热量。对于非补燃压缩空气储能电站，热量全部来自于电力消耗，由压缩过程余热、膨胀过程余热和充放电结束后的富余热量组成。

1)压缩过程余热：空气经过压缩机后温度会大幅提高，这是由气体绝热压缩升温和能量转换熵增过程放热2个因素叠加引起的，大部分热量经气－水冷却器换热后储存在高温热水罐中，剩余热量除换热器和管道的自然散热损失外，低品位、不可利用的热量经循环冷却水带走并对大气排放；

2)膨胀过程余热：膨胀机排气压力需略高于大气压力，受透平级数和进气参数的影响，低压缸排气温度一般高于环境温度。与传统火力发电的锅炉排烟类似，排气通过排气筒直接排入大气。为了降低空气透平排气阻力，这部分热量一般无法进一步利用，可以通过对系统参数优化，尽可能降低排气温度，减少余热损失；

3)充放电结束后余热：在压缩空气膨胀发电时，储存的热量全部用于加热压缩空气。在理想气体压缩和膨胀过程中，储存和吸收的热量是相等的，但由于压缩过程中存在电－热转换的熵增热[2]，因此在膨胀机发出全部电量后，仍会有部分热量未利用，以高温热介质(高温热水、熔盐或导热油等)形式储存在储热水罐中。

压缩过程产生的余热是压缩空气储能电站所有的热量来源，在目前的常规工艺方案中，已实现较大程度回收利用，部分余热未利用主要是由于利用成本较高、经济上不可行。而膨胀过程余热受排气压力限制，无法进一步设置换热器进行回收。因此，可回收的余热只有充放电结束后余热，这部分热量品质较高，热源相对稳定(每次充放电结束后都有)。常规系统方案是采用循环冷却水降温后回流至储冷水罐，用于下一次空气压缩过程换热。这种方式不仅没有回收热量，还需要消耗大量电能和冷却水，存在较大浪费。

2 余热利用系统

本文主要研究以热水为储热介质的压缩空气储能系统余热利用，该系统在常规的压缩空气储能系统中，优化了储热系统，引入了电锅炉采暖系统和蓄热系统。其中：储热系统以带压水作为储热介质，通过提高水系统的压力从而提高饱和温度。初步设定工作压力为1.6 MPa(a)，在50～190 ℃范围内循环储、放热过程中，能够维持10 ℃以上的过冷度，确保储热系统不汽化；目前国内压缩空气储能电站大多建设在电网侧，位置相对偏僻，集中供热或化石能源供热的难度和成本均较高，因此，推荐采用系统简单、运行稳定的电锅炉采暖系统；蓄热系统能够解决储能系统与热用户的供需时间不匹配问题，采用技术成熟的斜温层蓄热水罐储存95 ℃高温热网水，实现间断蓄热、持续供热。余热利用系统流程如图2所示。

图2 压缩空气余热利用系统流程图

余热利用系统主要特点是将压缩空气储能的换热系统与厂区热网系统耦合到一起，具体流程如下：当系统放电结束后，储热水罐中的高压热水与常压蓄热水罐的冷水换热后降温至65 ℃，经开式水冷却器进一步降温至50 ℃后回到储冷水罐中，蓄热水罐底部的冷水加热至95 ℃后回到常压蓄热水罐上部，待储热水罐中的高压热水用尽后，切断压缩空气储能换热系统与余热利用侧的连接阀门，此时压缩空气储能的换热系统恢复至原始状态，完成余热回收流程。余热回收系统流程如图3所示。

图3 余热回收系统流程图

当系统对厂区热网供热时，通过切换阀门开闭状态，常压蓄热水罐的热水加压后直接进入热网系统放热，冷却后的热网回水回到常压蓄热水罐的底部。待常压蓄热水罐中的热水用尽后，关闭常压蓄热水罐系统管路，完成余热利用流程。余热利用系统流程如图4所示。需要说明的是，当常压蓄热水罐储存的热量不足以满足热网所需时，应在谷电时期提前开启电锅炉直接供热，暂时关闭常压蓄热水罐及其循环泵，以充分利用低谷电价，降低供热成本。

图4 余热利用系统流程图

3 余热利用案例分析

某200 MW压缩空气储能电站所在地的年平均温度为6.7 ℃，大气压力0.093 MPa，每天调用一次，储能时间8 h，释能时间5 h。电站的主要系统配置原则如下：1)压缩机采用双线配置方案，每条线采用4级压缩机串联运行，末级压缩机出口压力最高12.4 MPa；2)储气装置额定储气压力为12 MPa，储气温度40 ℃；3)膨胀机采用单线配置方案，高、中、低压缸同轴串联驱动200 MW发电机；4)储热系统采用高压热水为储热介质，温度变化范围50～190 ℃。各级压缩机进出口空气及储热参数见表1所列。

表1 各级压缩机进出口空气及储热参数表

各级膨胀机进出口空气及放热参数见表2所列。

表2 各级膨胀机进出口空气及放热参数表

由表2可知，系统放电结束后，储热系统剩余热量为222.7 GJ，折合储热水量约为408 t。考虑到常压蓄热水罐中的热水不能将储热系统的高压热水冷却至50 ℃，需要采用循环冷却水进一步冷却，因此，余热量不能全部回收利用，储热系统可利用的余热变化幅度为65～190 ℃，而热网供回水温度分别为95 ℃/60 ℃。经过计算，常压蓄热水罐能够储存95 ℃热网循环水量约为1 484 t，折合到24 h内的平均流量为61.8 t/h。

该项目全厂供热面积为2万m2，采暖期室外计算温度为-20.5 ℃，室外平均温度为-7.8 ℃，供热期176 d，综合采暖热指标为180 W/m2，设计最大热负荷为3.6 MW，平均热负荷2.41 MW。热网供/回水温度按95 ℃/60 ℃计算，所需热网循环水量最高为88.3 t/h，平均水量为61.3 t/h。按照常压蓄热水罐的蓄热能力，能够满足平均热负荷及以下工况的供热需求，供热初末期尚有富余，供热中期需要启动电锅炉作为尖峰热源。采暖期的热负荷持续曲线如图5所示。

图5 采暖期热负荷持续曲线图

4 经济性分析

通过对余热利用系统和常规电锅炉供热系统的经济性进行对比，可以分析出实际运行过程中哪种供热方式更优，经济性比较采用最小年费用法，其计算式如下：

式中：NF为年费用，万元；f为固定费用率，由资金回收系数f1、税金费用率f2、管理费用率f3、保险费用率f4、大修费用率f5、排污费用率f6及其它费用率f7构成，综合各种系数，统一取0.17；Z为设备总投资，万元；U为年运行费用，万元；U包含消耗的煤、水、油等原料费用，运行维护费用和人工成本。

电价按照谷电价格0.22元/kWh考虑，常规电锅炉供热系统和余热利用系统两种方案的年费用比较情况见表3所列。

表3 两种系统方案的年费用对比表

常规系统的设备投资包含电锅炉及配套供热系统；在余热利用系统中，为确保压缩空气储能机组不调用时也能够具备供热能力，需要设置同等容量的电锅炉，同时配套建设换热、蓄热和供热系统。在耗电量方面，常规系统需要考虑供热期内全部采用电锅炉采暖和余热冷却系统的耗电量，而余热利用系统仅需考虑尖峰供热耗电量，余热冷却系统的耗电量大幅降低。由表3可知，余热利用系统的年运行费用明显低于常规系统，能够为压缩空气储能电站大幅降低供热成本。

5 结语

本文以某200 MW压缩空气储能电站为例，通过余热回收利用和供热系统计算可以看出：1)当处于供热期的平均热负荷及以下工况时，压缩空气储能电站每天调用一次即可满足当日的供暖需求；2)在供热初末期热负荷较低时，电站的整体效率将有所降低，这主要是由于余热不能完全由厂区供暖系统消耗，仍需采用循环冷却水将其冷却；3)在供热中期，余热能够实现最大限度的回收利用，电站效率达到最高。

余热回收利用系统不能提高压缩空气储能系统的电－电转换效率，这主要是由于压缩机和膨胀机系统的参数并没有改变，压缩机的耗电量和膨胀机的发电量也维持不变。而通过余热回收利用可以降低厂用电，减少电站供热成本，因此，从电站全厂角度考虑，综合效率得到提高。