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壓縮空氣儲能技術與發展前景
時間:2022-11-17 14:16:34 點擊次數:46

在構建新型能源體系的背景下,為提升電力系統綜合調節能力,加快靈活調節電源建設,新型儲能初露鋒芒,裝機規模也在逐年增加。根據國務院《2030年前碳達峰行動方案》,到2025年,我國新型儲能裝機容量將達到3000萬kW以上。新型儲能中以電化學儲能和壓縮空氣儲能的技術最為成熟,但電化學儲能設施仍未形成公認的安全性解決方案,存在發生火災、爆炸等安全隱患。相比而言,壓縮空氣儲能安全性較高,且具有儲能規模大、放電時間長、使用壽命長、熱冷電綜合利用面廣等優點。國內外相關高校、科研院所、企業等對壓縮空氣儲能技術的研發和應用推廣極為重視。

1949年,德國工程師StalLaval提出了傳統壓縮空氣儲能技術。當用電低谷時,消耗電力驅動壓縮機工作產生高壓空氣并存儲;當用電高峰時,被壓縮的空氣膨脹,進入透平做功產生電力。由于空氣膨脹做功需要吸收熱量,傳統壓縮空氣儲能需要在發電過程中燃燒天然氣補熱以提高功率,這也導致傳統壓縮空氣儲能技術存在碳排放和環境污染問題。為解決這一問題,壓縮空氣儲能逐步發展出先進絕熱壓縮空氣儲能、液化空氣儲能、超臨界壓縮空氣儲能等新型技術。其中,先進絕熱壓縮空氣儲能相對最為成熟、規模最大,該儲能系統中增加了儲熱裝置,充分利用了空氣壓縮過程中產生的高熱量,通過儲熱裝置進行儲存,再在高壓空氣膨脹發電時進行回熱,極大提高了能量利用效率,不再需要燃燒天然氣進行補熱。這項壓縮空氣技術現已在江蘇金壇(60MW×5h)壓縮空氣儲能項目中示范應用,一批100~300MW級項目正在建設或開展前期工作。

本文闡述了壓縮空氣儲能特性及項目、關鍵設備、儲氣庫、應用場景及成本分析等內容,梳理出壓縮空氣儲能關鍵技術重點和難點,最終分析技術發展趨勢及研判未來路徑。

1壓縮空氣儲能項目建設情況與技術特性

自1949年利用地下洞穴壓縮空氣進行儲能的理念提出以來,國內外開展了大量研究和實踐,國外有2座大型壓縮空氣儲能電站在德國Huntorf電站(290MW,壓縮儲能時長12h、發電時長3h)和美國McIntosh電站(110MW,對外連續輸出電能26h)投入商業運行。我國自2014年建成了0.5MW的蕪湖非補燃示范項目,之后在中科院工程熱物理研究所技術支持下,貴州畢節10MW壓縮空氣儲能驗證平臺和肥城(一期)10MW壓縮空氣儲能調峰電站于2021年投產,張北100MW壓縮空氣儲能項目于2022年進入帶電調試階段。在清華大學的支持下,青海西寧100kW復合式壓縮空氣儲能工業示范項目于2016年投產,金壇壓縮空氣儲能項目于2022年5月投入商業運行,云崗井田60MW壓縮空氣儲能項目處于建設期。

此外,肥城(二期)300MW級壓縮空氣儲能電站和中國能建數科集團的平頂山(200MW)、泰安(300MW)等項目近期完成了可行性研究。當前,100MW級壓縮空氣儲能項目正在開展示范應用。規劃或設計階段的一大批壓縮空氣儲能項目,裝機規模逐步由100MW發展到200MW或300MW。壓縮空氣儲能技術正由示范應用階段,轉向初期商業化發展階段。壓縮空氣儲能項目發展歷程見圖1。


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綜合國外已建項目分析可知,壓縮空氣儲能電站單機容量較大(目前為100MW),儲能時長較長(可達4h以上),調節響應時間為分鐘級,初步具備與中小型抽水蓄能電站相當的調節能力和性能,較其他新型儲能形式具備電站壽命長、安全性更高的優勢。國外已投運的商業運行項目,天然氣補熱后能源轉換效率42%55%。國內非補燃壓縮空氣儲能電站額定工況下效率可達約60%65%,已投運的金壇電站額定工況下電-電轉換效率達61.2%。

2壓縮空氣儲能關鍵設備

壓縮空氣儲能系統包含壓縮、儲氣、蓄熱/冷、回熱/冷、膨脹發電等多個子系統(見圖2),系統內的關鍵設備主要包括壓縮機、換熱器和膨脹機,相關的設備技術相對成熟,通過項目示范建設,基本形成了一定的產業鏈基礎。雖然壓縮空氣儲能循環與燃氣輪機類似,但壓縮機壓比和膨脹機膨脹比均遠高于常規燃氣輪機的壓縮機和透平。因此,本文重點針對壓縮空氣儲能關鍵設備和制造能力進行分析。

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2.1壓縮機

壓縮機是一種壓縮氣體提高氣體壓力或輸送氣體的機器,應用極為廣泛,用于壓縮空氣儲能系統的壓縮機具有流量大、壓力高的特點。目前,市場上壓縮機的技術比較成熟。國內制造廠家主要有沈鼓集團、陜西鼓風機集團等,國外主要有阿特拉斯·科普柯、西門子等。沈鼓集團為江蘇金壇60MW壓縮空氣儲能項目配供壓縮機。國內的主流壓縮機生產廠家均已具備設計制造大流量、高壓力的主壓縮機、循環壓縮機的條件和基礎,100MW級壓縮機基本可以實現國產化。

作為壓縮過程中的核心部件,壓縮機決定著儲能過程中的效率,開發大流量、高效率、高排氣溫度(提升系統的蓄熱溫度和回熱溫度)的壓縮技術,有助于提升系統的整體儲能效率,但大規模壓縮機的設計制造仍需技術研發,且壓縮機實現單機300MW級仍存在很大難度和瓶頸,需現有壓縮機采用并聯或串聯方式實現。

2.2換熱器

換熱器是將熱流體的部分熱量傳遞給冷流體的設備,按換熱結構,換熱器主要分為管殼式換熱器和板式換熱器。國內化工及動力設備配套廠家均具備換熱器設計加工能力,大多可開展換熱裝置的設計和計算工作,針對壓縮空氣儲能系統工作特點及參數完成換熱器的加工設計并完成組裝。哈爾濱汽輪機廠專門為壓縮空氣儲能項目研制了一款“U”形發夾式換熱器,屬于管殼式換熱器一類,具有流量大、承壓高、耐高溫、啟???、高效率等特點,已應用于江蘇金壇60MW壓縮空氣儲能項目。張北100MW壓縮空氣儲能電站采用中科院研發的氣-水換熱器。

換熱系統參數對系統的儲能效率影響較大。蓄熱溫度和回熱溫度越高,系統的?損失越小,系統的儲能效率也越高。通過提升蓄熱回熱系統的蓄熱溫度、換熱效率,可進一步提升系統的整體效率。

2.3膨脹機

膨脹機利用了壓縮氣體膨脹降壓時勢能轉化為動能的原理,作為系統的核心部件之一,其性能對整個系統性能具有決定性的影響。隨著壓縮空氣儲能膨脹機發電功率的提升,膨脹機進氣壓力最大可達數十兆帕,進氣溫度最高可達300℃。對于大型壓縮空氣儲能電站,膨脹機一般采用多級膨脹帶中間再熱的結構形式。

針對空氣的熱力特性開發新型高效的空氣透平,是提高膨脹發電系統效率的關鍵。國內空氣透平生產廠家主要有哈電汽輪機公司、東方汽輪機公司以及上海汽輪機廠等,均在透平膨脹機領域加大研發力度,目前壓縮空氣儲能的膨脹機已開始研發300MW規模。

3儲氣庫

壓縮空氣儲能儲氣庫包括高壓氣罐、低溫儲罐、廢舊礦洞、新建洞穴、鹽穴等多種形式。儲氣庫形式與機組容量、每千瓦投資關系見圖3。圖3中,機組容量為電站總裝機容量,400~1200MW容量一般裝機2~4臺。對我國規劃、可研、在建、已建項目的統計分析可知,鹽穴儲氣庫機組容量多較大,其每千瓦投資相對較低;廢舊礦洞和新建洞穴也多可用作大型電站建設,每千瓦投資稍高于鹽穴建庫;而低溫儲罐和高壓氣罐一般用于中小型電站,且多處于試驗階段,現階段其每千瓦平均投資普遍比地下儲氣庫高。由于大型壓縮空氣儲能電站需要較大的儲氣空間,而地上儲氣罐(管)價格昂貴,現階段在建、已投產項目多采用地下儲氣庫,即鹽穴、新建洞穴和礦洞改造3種形式。本文就此3種形式的儲氣庫做重點論述。

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3.1鹽穴

我國地下鹽巖分布范圍廣,埋深由數十米至1000m不等。與國外相比較,我國鹽巖具有礦層層數多、單層厚度薄的特點,并且鹽巖中多存在鈣芒硝、硬石膏和泥巖夾層等,夾層的存在可能影響洞穴的長期運行穩定。但如果鹽穴的埋藏深度、構造條件、密封性條件、鹽層地質條件(厚度、含礦率、品味、夾層特征)、頂底板穩定性等符合相關要求,仍具有建設鹽穴地下儲庫的條件。

從工程角度,為降低建庫成本,縮短建庫時間,最有效的辦法就是利用老腔改造,將已有鹽穴老腔改造成適宜壓縮空氣電站的儲氣庫。早期改造技術常用于天然氣儲氣中,而壓縮空氣儲能電站的高溫高壓、日循環、壓力變化大(最大4~14MPa,一般7~10MPa)等運行特點,對鹽穴腔體篩選的相關標準及腔體改造完成后的井筒穩定性提出了更高的要求。此外,由于鹽巖極強的蠕變特性,鹽巖儲氣庫長期運行會出現儲氣庫體積減少的情況,對于壓縮空氣儲能,儲氣庫容積決定了電站的調節性能和效率。因此,對長期循環作用下的儲氣庫蠕變特性需格外關注。

3.2硬巖儲氣庫

地下儲氣庫是壓縮空氣儲能電站選址的決定因素,其中人工開挖的硬巖洞室具有受地理位置限制小、適應范圍廣等優點。我國鹽穴資源有限,因此人工開挖洞穴在現階段的壓縮空氣儲能選點規劃中受到關注。

技術層面上,中國電建集團中南勘測設計研究院有限公司通過試驗研究和技術研發,突破了淺埋硬巖大規模地下高壓儲氣庫的建造技術,解決了10MPa級高壓空氣反復加卸載循環作用下地層穩定及高壓密封問題,可在巖石條件較好的地區開展地下儲氣庫選址,拓寬了大型壓縮空氣儲能的應用范圍。

3.3廢舊礦洞改造

礦洞改造建設儲氣庫與新建硬巖儲氣庫有一定相似性,兩者洞內均需采取支護、防護處理措施。利用煤礦洞穴作為壓縮空氣儲能儲氣庫,多選取布置在巖巷里的地下空間作為存儲空間,而不是利用采空區的空間。采空區上覆巖體受擾動大,頂部垮落帶巖體一般呈碎裂狀,上部裂縫帶可能會連通礦洞與其上方的地下水。此外,礦內洞穴仍會殘留大量瓦斯等有毒有害氣體。巖巷條件大多相對較好,且一般具有支護措施,基本具備儲氣庫條件,但仍存在受礦井水、有毒有害氣體危害的風險。

我國金屬礦品種齊全、分布廣泛。其中,銅等有色金屬礦物是在巖漿的冷卻過程中形成,其開采后洞穴周邊巖體條件一般較好,經采取支護襯砌等措施后,可基本滿足建設壓縮空氣儲氣庫的要求。

3.4地下儲氣庫建設綜合分析

選取國內3個重點項目,針對不同儲氣庫建設成本進行估算,結果見表1。對各類型儲氣庫建設條件及造價條件的綜合分析可知:

(1)鹽穴儲庫多基于已開采完成的老腔,主要成本在于初期改造和后期維護,相對建設投資成本較小。但鹽巖儲氣庫存在選點局限性、鹽穴失效、輸氣管道較長導則氣壓損失大等問題。①選點具有局限性。鹽穴資源有限,受壓縮空氣建庫條件限制,可選的鹽穴更少。此外,還需從開發利用經濟性和天然氣儲氣庫等開發形式進行比較。相比而言,壓縮空氣儲能項目回收期更長。②可能存在鹽穴蠕變、鹽巖夾層變形破壞等問題,誘發鹽穴失效。③鹽穴埋深大,輸氣管道過長或口徑過小均可能導致沿程的氣壓損失大,進而影響電站效率。

(2)新建硬巖儲氣庫布置限制最少,單位造價最高,運行問題相對較少。隨著壓縮空氣儲能項目的規?;l展,可根據所處不同地層巖體特性,采取不同支護和密封形式,地下工程的建設費用有一定下降空間。

(3)礦洞改造儲氣庫工程造價適中,但不同礦洞的地質條件相差較大,工程投資不確定性可能較大。對于煤礦而言,地下瓦斯等有毒氣體和煤巖損傷等可能影響電站運營。

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4應用場景分析

壓縮空氣儲能技術針對不同應用場景具有不同的適用性,簡析如下:

(1)削峰填谷場景。當前,我國電網規模日益增大,復雜性日益加劇,電網峰谷差給發電和電力調度造成了困難,且電網發生大面積停電故障的風險在逐步增大。因此,需要大容量、高效率的儲能技術緩解電網高峰供電壓力,同時提供事故備用,進而保證電網安全、經濟運行。與抽水蓄能電站用于削峰填谷場景的功能類似,壓縮空氣儲能電站能量釋放時間為小時級以上,功率等級為百兆瓦級,調節能力為分鐘級,也具備服務電網削峰填谷需求的能力。國外已建的2座商業化運行的壓縮空氣儲能電站均用于削峰填谷場景。

(2)電源側可再生能源消納場景。我國風能資源和太陽能資源主要分布于西北地區,當地的電能消納能力不足,需進行遠距離外送。在風電場和光伏發電場配備相應比例的儲能系統是解決并網和遠距離外送問題的有效途徑。壓縮空氣等新型儲能系統能夠在電網無法消納風電和光伏發電的情況下,將電能儲存起來,有效避免棄風、棄光,有效支撐新能源基地打造,確保并網系統的安全穩定。

(3)電網輔助服務場景。電網輔助服務作為電力系統的穩定器、調節器、平衡器,包括電網調頻、調相等功能。首先,壓縮空氣儲能系統具備二次調頻的能力,并且由于壓縮空氣換熱溫差遠小于燃氣輪機組,同樣等級下其頻率調節速率遠快于燃機。其次,壓縮空氣發電機組在調峰時段也可起到支撐電網電壓的作用。如果考慮調峰任務完成后不停機而使發電機作調相機運行,其系統運行方式時可根據電網日負荷曲線安排發電和調相計劃。

(4)用戶側服務場景。用戶側作為電能發-輸-配-變-用的最后一個環節,直接消耗電能(能源)以服務經濟社會發展,服務于用戶側儲能可降低用電成本和提高用戶側電能可靠性。對于壓縮空氣儲能而言,還有一種面向用戶的場景,即冷-熱-電聯供,可更為充分地利用壓縮-發電過程中的冷、熱能,對于一些工業園區等耗能單位,統籌考慮其能源利用形式,可提高系統效率。此外,壓縮空氣儲能規模范圍達10~300MW,儲氣時長可從分鐘級到小時級,儲氣裝置也可利用地面儲氣罐,規模及布置靈活,對分布式電力系統更具有適應性,可能使用戶獲得較低的電費水平。

5壓縮空氣儲能建設成本和度電成本分析

壓縮空氣儲能項目進展與每千瓦投資、項目裝機容量關系見圖4。從圖4可知,壓縮空氣儲能電站的機組容量隨著技術迭代更新正逐步增大,每千瓦投資在逐步減少,相應的期建設成本仍處于下降過程中。如國內第1個投運的非補燃壓縮空氣示范項目蕪湖電站裝機500kW,其投資約60000元/kW;肥城一期電站裝機10MW,其投資約10000元/kW;金壇項目和目前正在建設的張北、云崗井田項目投資約8000元/kW,已與中小型抽水蓄能建設成本相當;部分可研階段和規劃階段的壓縮空氣儲能項目,估算投資約5000~6000元/kW,已與大型抽水蓄能電站相當。

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在削峰填谷和電源側可再生能源消納(利用新能源基地棄風棄光充電,不考慮充電成本)2種場景下,采用平準化電力成本方法分析比較了不同的儲能技術的全壽命期度電成本,考慮了工程建設成本、運維成本、儲能成本,對比抽水蓄能、中小型抽水蓄能、壓縮空氣儲能2022(現水平)和2025(“十四五”末發展水平)、電化學儲能5種儲能形式,初步測算成果見表2。


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在削峰填谷應用場景下,壓縮空氣儲能當前度電成本水平與中小型抽水蓄能電站相當,“十四五”末度電成本進一步降低,兩者均遠低于電化學儲能。在可再生能源消納場景下,壓縮空氣儲能度電成本將更接近大型抽水蓄能水平。

6壓縮空氣儲能技術重點及難點

(1)壓縮空氣儲能效率有待進一步提高。目前,壓縮空氣儲能技術的電換電效率為50%~65%、冷-熱-電綜合能源的利用效率為70%~80%,轉換效率仍相對較低、運行成本較高。壓縮空氣儲能系統的綜合效率與各個子系統的能量效率密切相關,需從設備、工藝、應用場景各方面進行綜合研究。

(2)300MW級壓縮機尚處于技術研發階段。壓縮空氣儲能電站增大單機容量,并進一步提高能量效率,繼續攻關大排量、高壓力、高效率的壓縮機和膨脹機,以及研究提高蓄熱溫度和回熱溫度等,是實現壓縮空氣儲能技術規?;l展的必然要求。目前,已投產的壓縮空氣電站裝機容量為60MW(金壇)、開展帶電調試單機容量為100MW(張北),100MW級壓縮空氣儲能電站尚處于示范階段,實現300MW級仍需進行設備研發、經驗積累和技術迭代。

(3)價格機制方面。新型儲能的成本回收機制還在探索中。壓縮空氣儲能需進一步實施峰谷電價和儲能電價政策,對儲能的購電價格、放電價格、輸配電價格以及結算方式等制定單獨的交易電價政策,在經濟基礎較好、市場化程度高的地區,加快探索儲能容量電費機制。

7結論與展望

(1)壓縮空氣儲能技術較為成熟,裝機規模、使用壽命、調節性能等與中小型抽水蓄能電站相當,且隨著單機規模的增加和建設成本的下降,逐漸趨近大型抽水蓄能電站的作用和效益。與抽水蓄能電站相比,其不受水資源限制,具有建設周期短、占地少和環保影響小等優點。但額定工況下效率為60%左右,總體偏低。

(2)壓縮空氣儲能技術正由100MW級示范應用階段轉向規?;?、商業化發展,一大批壓縮空氣儲能項目也處在規劃或設計階段,裝機規模逐步增大,但100MW級電站運行經驗仍需積累,壓縮空氣儲能技術仍需迭代升級。

(3)隨著項目增加和產業發展,壓縮空氣儲能電站建設成本不斷下降?;诓煌瑧脠鼍暗某醪椒治霰砻?,相比于削峰填谷應用場景,壓縮空氣儲能在可再生能源消納場景下,度電成本低于中小型抽水蓄能電站,更接近大型抽水蓄能電站水平,具有一定的經濟競爭力??紤]到西北地區抽水蓄能電站存在水源條件差、建設和運行成本高等問題,隨著壓縮空氣儲能建設成本的逐漸下降,競爭力將逐步提高。

(4)鑒于壓縮空氣儲能技術具備在特定場景的明顯優勢,通過發展也具有一定的規?;l展潛力,可進一步開展以下技術研發和研究工作:大規模、高效率空氣壓縮機技術;系統工藝優化設計等提升能量轉換效率的關鍵技術;壓縮機運行過程對可再生能源不穩定出力的適應性,進一步明確其配合新能源并網的調節能力;壓縮空氣儲能項目建設管理和產業鏈;壓縮空氣儲能運行管理;壓縮空氣儲能電價政策。

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