壓縮空氣儲能系統余熱利用分析

王澤鵬，姚宇飛，陶永成，裴育峰，郭兆君

(中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，吉林 長春 130021)

0 引言

壓縮空氣儲能具有儲能容量大、建設成本低、儲能效率高和適應性強等優點，被認為是最具有廣闊發展前景的大規模儲能技術之一。目前，國內自主開發及建設的壓縮空氣儲能示范電站大都采用非補燃、絕熱型式，即電站無外部熱源或其他能源，只接收電網供電用于驅動空氣壓縮機，壓縮過程產生的熱量通過儲熱介質儲存，待釋能時加熱壓縮空氣，提高氣體的做功能力，進而驅動氣輪發電機組對外供電。

壓縮和儲熱過程中存在大量散熱損失和加熱器端差能量損耗，膨脹發電時排氣溫度過高也存在一定的能量損失，這導致目前壓縮空氣儲能電站的效率不足70%。而儲電－放電周期結束后，儲熱系統仍剩余一部分熱量無法利用，以往工程都需要消耗廠用電和循環冷卻水，確保儲熱系統“歸零”，這也進一步降低了壓縮空氣儲能電站的效率。因此，在目前壓縮機、膨脹機的效率無法大幅度提高的情況下，盡可能回收利用壓縮電站的余熱是提高電站綜合效率[1]、降低運營成本的有效途徑。

1 壓縮空氣儲能系統余熱類型分析

典型非補燃，絕熱式壓縮空氣儲能原則性系統如圖1所示。

圖1 典型非補燃，絕熱式壓縮空氣儲能原則性系統圖

空氣經壓縮機升壓后儲存在儲氣裝置中，壓縮過程產生的熱量由低溫水帶走，升溫后的高溫水儲存在儲熱水罐中，完成儲能過程。當系統釋能時，儲氣裝置中的高壓冷空氣經高溫水重新加熱，隨后推動膨脹機做功發電，完成釋能過程。需要說明的是，為提高系統功率和效率，壓縮機和膨脹機一般采用多級方案，換熱系統也相應設置多級。

壓縮空氣系統余熱是指上述工藝流程中不能回收或無法回收的熱量。對于非補燃壓縮空氣儲能電站，熱量全部來自于電力消耗，由壓縮過程余熱、膨脹過程余熱和充放電結束后的富余熱量組成。

1)壓縮過程余熱：空氣經過壓縮機后溫度會大幅提高，這是由氣體絕熱壓縮升溫和能量轉換熵增過程放熱2個因素疊加引起的，大部分熱量經氣－水冷卻器換熱后儲存在高溫熱水罐中，剩余熱量除換熱器和管道的自然散熱損失外，低品位、不可利用的熱量經循環冷卻水帶走并對大氣排放；

2)膨脹過程余熱：膨脹機排氣壓力需略高于大氣壓力，受透平級數和進氣參數的影響，低壓缸排氣溫度一般高于環境溫度。與傳統火力發電的鍋爐排煙類似，排氣通過排氣筒直接排入大氣。為了降低空氣透平排氣阻力，這部分熱量一般無法進一步利用，可以通過對系統參數優化，盡可能降低排氣溫度，減少余熱損失；

3)充放電結束后余熱：在壓縮空氣膨脹發電時，儲存的熱量全部用于加熱壓縮空氣。在理想氣體壓縮和膨脹過程中，儲存和吸收的熱量是相等的，但由于壓縮過程中存在電－熱轉換的熵增熱[2]，因此在膨脹機發出全部電量后，仍會有部分熱量未利用，以高溫熱介質(高溫熱水、熔鹽或導熱油等)形式儲存在儲熱水罐中。

壓縮過程產生的余熱是壓縮空氣儲能電站所有的熱量來源，在目前的常規工藝方案中，已實現較大程度回收利用，部分余熱未利用主要是由于利用成本較高、經濟上不可行。而膨脹過程余熱受排氣壓力限制，無法進一步設置換熱器進行回收。因此，可回收的余熱只有充放電結束后余熱，這部分熱量品質較高，熱源相對穩定(每次充放電結束后都有)。常規系統方案是采用循環冷卻水降溫后回流至儲冷水罐，用于下一次空氣壓縮過程換熱。這種方式不僅沒有回收熱量，還需要消耗大量電能和冷卻水，存在較大浪費。

2 余熱利用系統

本文主要研究以熱水為儲熱介質的壓縮空氣儲能系統余熱利用，該系統在常規的壓縮空氣儲能系統中，優化了儲熱系統，引入了電鍋爐采暖系統和蓄熱系統。其中：儲熱系統以帶壓水作為儲熱介質，通過提高水系統的壓力從而提高飽和溫度。初步設定工作壓力為1.6 MPa(a)，在50～190 ℃范圍內循環儲、放熱過程中，能夠維持10 ℃以上的過冷度，確保儲熱系統不汽化；目前國內壓縮空氣儲能電站大多建設在電網側，位置相對偏僻，集中供熱或化石能源供熱的難度和成本均較高，因此，推薦采用系統簡單、運行穩定的電鍋爐采暖系統；蓄熱系統能夠解決儲能系統與熱用戶的供需時間不匹配問題，采用技術成熟的斜溫層蓄熱水罐儲存95 ℃高溫熱網水，實現間斷蓄熱、持續供熱。余熱利用系統流程如圖2所示。

圖2 壓縮空氣余熱利用系統流程圖

余熱利用系統主要特點是將壓縮空氣儲能的換熱系統與廠區熱網系統耦合到一起，具體流程如下：當系統放電結束后，儲熱水罐中的高壓熱水與常壓蓄熱水罐的冷水換熱后降溫至65 ℃，經開式水冷卻器進一步降溫至50 ℃后回到儲冷水罐中，蓄熱水罐底部的冷水加熱至95 ℃后回到常壓蓄熱水罐上部，待儲熱水罐中的高壓熱水用盡后，切斷壓縮空氣儲能換熱系統與余熱利用側的連接閥門，此時壓縮空氣儲能的換熱系統恢復至原始狀態，完成余熱回收流程。余熱回收系統流程如圖3所示。

圖3 余熱回收系統流程圖

當系統對廠區熱網供熱時，通過切換閥門開閉狀態，常壓蓄熱水罐的熱水加壓后直接進入熱網系統放熱，冷卻后的熱網回水回到常壓蓄熱水罐的底部。待常壓蓄熱水罐中的熱水用盡后，關閉常壓蓄熱水罐系統管路，完成余熱利用流程。余熱利用系統流程如圖4所示。需要說明的是，當常壓蓄熱水罐儲存的熱量不足以滿足熱網所需時，應在谷電時期提前開啟電鍋爐直接供熱，暫時關閉常壓蓄熱水罐及其循環泵，以充分利用低谷電價，降低供熱成本。

圖4 余熱利用系統流程圖

3 余熱利用案例分析

某200 MW壓縮空氣儲能電站所在地的年平均溫度為6.7 ℃，大氣壓力0.093 MPa，每天調用一次，儲能時間8 h，釋能時間5 h。電站的主要系統配置原則如下：1)壓縮機采用雙線配置方案，每條線采用4級壓縮機串聯運行，末級壓縮機出口壓力最高12.4 MPa；2)儲氣裝置額定儲氣壓力為12 MPa，儲氣溫度40 ℃；3)膨脹機采用單線配置方案，高、中、低壓缸同軸串聯驅動200 MW發電機；4)儲熱系統采用高壓熱水為儲熱介質，溫度變化范圍50～190 ℃。各級壓縮機進出口空氣及儲熱參數見表1所列。

表1 各級壓縮機進出口空氣及儲熱參數表

各級膨脹機進出口空氣及放熱參數見表2所列。

表2 各級膨脹機進出口空氣及放熱參數表

由表2可知，系統放電結束后，儲熱系統剩余熱量為222.7 GJ，折合儲熱水量約為408 t。考慮到常壓蓄熱水罐中的熱水不能將儲熱系統的高壓熱水冷卻至50 ℃，需要采用循環冷卻水進一步冷卻，因此，余熱量不能全部回收利用，儲熱系統可利用的余熱變化幅度為65～190 ℃，而熱網供回水溫度分別為95 ℃/60 ℃。經過計算，常壓蓄熱水罐能夠儲存95 ℃熱網循環水量約為1 484 t，折合到24 h內的平均流量為61.8 t/h。

該項目全廠供熱面積為2萬m2，采暖期室外計算溫度為-20.5 ℃，室外平均溫度為-7.8 ℃，供熱期176 d，綜合采暖熱指標為180 W/m2，設計最大熱負荷為3.6 MW，平均熱負荷2.41 MW。熱網供/回水溫度按95 ℃/60 ℃計算，所需熱網循環水量最高為88.3 t/h，平均水量為61.3 t/h。按照常壓蓄熱水罐的蓄熱能力，能夠滿足平均熱負荷及以下工況的供熱需求，供熱初末期尚有富余，供熱中期需要啟動電鍋爐作為尖峰熱源。采暖期的熱負荷持續曲線如圖5所示。

圖5 采暖期熱負荷持續曲線圖

4 經濟性分析

通過對余熱利用系統和常規電鍋爐供熱系統的經濟性進行對比，可以分析出實際運行過程中哪種供熱方式更優，經濟性比較采用最小年費用法，其計算式如下：

式中：NF為年費用，萬元；f為固定費用率，由資金回收系數f1、稅金費用率f2、管理費用率f3、保險費用率f4、大修費用率f5、排污費用率f6及其它費用率f7構成，綜合各種系數，統一取0.17；Z為設備總投資，萬元；U為年運行費用，萬元；U包含消耗的煤、水、油等原料費用，運行維護費用和人工成本。

電價按照谷電價格0.22元/kWh考慮，常規電鍋爐供熱系統和余熱利用系統兩種方案的年費用比較情況見表3所列。

表3 兩種系統方案的年費用對比表

常規系統的設備投資包含電鍋爐及配套供熱系統；在余熱利用系統中，為確保壓縮空氣儲能機組不調用時也能夠具備供熱能力，需要設置同等容量的電鍋爐，同時配套建設換熱、蓄熱和供熱系統。在耗電量方面，常規系統需要考慮供熱期內全部采用電鍋爐采暖和余熱冷卻系統的耗電量，而余熱利用系統僅需考慮尖峰供熱耗電量，余熱冷卻系統的耗電量大幅降低。由表3可知，余熱利用系統的年運行費用明顯低于常規系統，能夠為壓縮空氣儲能電站大幅降低供熱成本。

5 結語

本文以某200 MW壓縮空氣儲能電站為例，通過余熱回收利用和供熱系統計算可以看出：1)當處于供熱期的平均熱負荷及以下工況時，壓縮空氣儲能電站每天調用一次即可滿足當日的供暖需求；2)在供熱初末期熱負荷較低時，電站的整體效率將有所降低，這主要是由于余熱不能完全由廠區供暖系統消耗，仍需采用循環冷卻水將其冷卻；3)在供熱中期，余熱能夠實現最大限度的回收利用，電站效率達到最高。

余熱回收利用系統不能提高壓縮空氣儲能系統的電－電轉換效率，這主要是由于壓縮機和膨脹機系統的參數并沒有改變，壓縮機的耗電量和膨脹機的發電量也維持不變。而通過余熱回收利用可以降低廠用電，減少電站供熱成本，因此，從電站全廠角度考慮，綜合效率得到提高。