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直击长沙|西安交大王焕然:抽水压缩空气储能技术

作者:中国储能网新闻中心 来源:中国储能网 发布时间:2022-12-08 浏览:

中国储能网讯:11月24-26日,由湖南省工业和信息化厅、湖南省商务厅、长沙市人民政府、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合主办,100余家机构共同支持的湖南(长沙)电池博览会暨第二届中国国际新型储能技术及工程应用大会在长沙圣爵菲斯大酒店召开。此次大会主题是“新能源、新机遇、新高度”。

会议期间,组委会邀请了西安交通大学能源动力工程学院王焕然分享主题报告《抽水压缩空气储能技术》。以下是发言主要内容:

王焕然:各位专家,大家好。因为疫情,我不能亲临现场汇报给大家,所以只能从线上汇报了。我汇报的题目是:抽水压缩空气储能技术,报告人王焕然,来自西安交通大学能源动力工程学院。汇报分四部分进行,一是背景介绍,二是现有压缩空气储能技术存在的问题。三是抽水压缩空气储能技术。四是应用方案。

背景介绍。2020年习总书记提出了碳达峰碳中和的战略总目标,意味着“十四五”乃至更长一段时间,超常规发展光伏和风电等可再生能源是实现“3060”目标的必然选择。围绕着以新能源为主的电力系统的构建,探索研究储能技术,推广储能技术和新能源与常规能源协同发展,安全有序的推动储能产业的发展,保证电力系统的灵活性和安全性,是目前或者今后长时期面临的重要任务和课题。到目前为止,电能大规模储能技术仍然是世界性难题,表现在以下几个方面:储能时间要长,规模要大,储能系统效率高、储能成本要低和建设周期要短,还要绿色环保,所有这些加起来导致这个问题到目前为止没有根本性解决,它还是一个难题。

西安交通大学始终致力于储能技术及产业化方面的研究,现在国内成立了第一个储能专业,我们也是首批成立了国家储能技术产教融合创新平台。现在我们的目标就是提高储能效率,降低储能成本,这是我们的一个目标。我们的策略是充分发挥现有储能技术的特点,摒弃它的缺点,把优点保留,针对储能技术所在区域的场景,我们定制相应的储能方案,达到上述目标。我们的成果是压缩空气储能,我们用压缩空气储能与抽水压缩空气储能的有机融合技术,为此我们发明了50多项专利,有几十篇SCI论文,其中有多篇ESCI论文。另外,我们针对不同的工业应用场景建立了相应的储能技术方案。

首先介绍储能,储能分两部分,一部分物理储能,一部分化学储能,我们最关注的是物理储能里抽水蓄能和压缩空气储能,这两个技术相对比较成熟。目前,国内抽水蓄能设计技术比较成熟,施工技术和管理经验都比较丰富,所以国内目前开展了很多抽水蓄能电站建设,但是它的投资大,建设周期长,所以短时间内不能适配目前阶段的可再生能源发展需求。压缩空气储能正好具备环保性和建设周期短的特性,所以目前国内外把这个事情视为一个热点问题进行研究和开发。

我们把压缩空气储能凝练成了一个简单的模型,把压缩和冷却器做了这样一个模块,从这张图上我们可以看出来,在压缩空气储能过程中,我们这个单元的计算结果表明了什么呢?黄线是最终我们要储存的压缩空气可用能量。这里边就有一个问题,我们看出来随着压比的增加,可用能效率是降低的过程,这里边热能占的部分越来越大,这个系统的损失也在略微增大,随着压比的增加,压缩热占总能耗的比例增加。冷却过程中气体的温度将被消耗一部分㶲(可用能),就是热能部分的㶲,转化效率相对较低。现在我们可以得出这样一个结论。

1978年,德国Huntorf电站建了压缩空气储能电站,也是第一个商业运行电站,具有完整的实验数据。这个实验电站的特点是处在盐穴中,进盐穴的空气要被冷却,但一般不超过80度,100度以内。发电的时候,压缩空气直接与燃气混合燃烧加热,然后高温混合气通过透平发电,这个加热温度大概是600度到650度左右。美国压缩空气储能电站的发电功率是110兆瓦,实现连续发电26个小时,电站利用燃气轮机进行了改进,跟Huntorf电站一样,直接冷却到100度以内,然后发机组系统做了改进,把尾气通过一个回热器进行回收再排空,盐穴中的压缩空气首先被回热器加热之后再进入燃烧器,这个系统效率直接提到了54%。如果不考虑补燃的情况,其循环效率才达到25%,而刚才那个系统如果不考虑燃料加热,其系统效率只有20%。所以这是我们特别要注意的一个问题。

我们看看现在比较流行的另外一个叫先进绝热压缩空气储能,它规避了上面的两个系统的缺点,把压缩热进行回收,发电的时候再把储存热量回热到系统中,从热力学第一定律上讲这个系统效率还是比较好的,但在改系统中它增加了多级换热及储热放热,系统不可逆损失增加。我们对Huntorf电站有一个详细的分析结果,表明经过㶲分析结果,Huntorf电站各部分㶲损失进行一个对比,主要㶲损失发生在燃气透平尾气、燃烧室、换热器和压缩机,透平、节流阀的㶲损失相对较小,换热器和冷却器里的㶲损失占总体损失的19%,还是比较大的,是除了燃烧室和尾气之外的最大的一个㶲损失来源,除了这一部分,压缩空气压缩过程中的发热还有问题,这是根源,下面我进一步分析这个事情。

一个传统压缩空气储能,电能在转变压力势能的时候通过压缩机,我这里边热能没被回收,直接排空了,所以没被利用。另外一个方面,我用天然气进行捕捉或者用煤进行捕捉,传统压缩空气储能的原理就能看得很清楚了,如果不补燃,系统效率一定不会高,因为压缩热实际上占比非常大,占压缩机驱动功率百分之六十多,而电能是优质能源,一旦转变成热能之后,被转变电能的部分应该很少,尤其是储热的时候不可能太高。先进绝对压缩空气储能,如果把这个热回收起来储存,在热量储存过程中㶲损失非常大。我再把储热回到膨胀系统中发电,这样还会造成很大的损失,实际上这里面整个系统效率是非常有限的。

正是因为它存在压缩热,这也是压缩空气储能的一个固有缺陷,它能不能解决呢?我们提出了一种新的技术叫抽水压缩空气储能技术。我们的研究思路是这样的,针对刚才传统压缩空气存在的那些问题,我们提出要想使这个系统将来实现商业化必须解决两个问题高效和低储能成本,我们必须重新构造压缩空气储能系统,这个系统构造的时候一定要结构简单,等温压缩,非绝热膨胀。因为目前的设备不能满足这一要求,所以我们要研究专用的设备,这个专用设备一定要保证结构简单可靠,还要确保过程高效。这样完成之后,现有的物理储能问题有可能会解决掉。我们的思路是这样的,比如抽水蓄能规模大,效率高,不需要燃料,同样压缩空气储能规模也大,不受地理限制,建设周期短,单位造价比抽水蓄能相对低,但它的密度又比抽水蓄能高,能不能把这两种技术融合起来,然后把它的优点保留,把缺点去除掉。我们是基于这种想法提出的。抽水蓄能的原理就是实际上就是一个低位水库,一个高位水库,让水轮机放在低位水库上面,从物理本质上讲就是把这个高位水库水位势能转变成水轮机进出的压差。同样,如果右边这个图我们构建这样一个系统,这个系统的水轮机进出口压差跟抽水蓄能水轮进口处压力差完全一样,流量也一样,意味着这两个系统完全是等效的。为此,我们构建了抽水蓄能物理模型。假如这里是50个大气压,相当于有500米水头,发电时候有500米一个落差,这是我们做抽水蓄能的一个最基本的思路。

怎样构成真正一个储能系统呢?我们发明了恒压型抽水压缩空气储能系统,核心就是水气共容原理,其核心我们叫水气共容舱,高压空气作用于水气共容舱内的水,实际上空气是恒压的高压空气。图中的抽水蓄能的部分,水轮机和水泵的工作介质是水,它这里不会发热,可以在设计工况下运行,这个系统效率一定是比较高的。怎么保持水气共容舱压力恒定呢?实际上这里边就耦合了一个压缩空气储能系统,这个系统跟传统系统不一样,这是个闭式的系统,不是开放的。在抽水蓄能的时候,为了保持水气共容舱压力恒定,把多余的气体抽到高压储罐里。同样在势能过程中,随着水位的降低,为了保持水气共容舱压力恒定,我必须通过高压储气罐的高压空气不断补充,这样我们就完成了两个抽水蓄能和压力空气储能的一个复合。如果抽水蓄能这一块高效,我们能把压缩空气储能这一块也保持高效,问题就解决了。在增压部分,我要让压缩空气尽可能少发热甚至不发热,这就是我们的设计思路。如果这样,这个系统一定是高效的。能量转换图,把电能转变成压力势能,不在外面补热了,这样系统可以做得简单,理论上可以做得高效。

这里边有一个问题必须解决,在高压状态下水气会不会溶解?如果水中溶解大量空气,原理虽很好,但对水轮机会有伤害?为此,我们利用状态方程和分子动力学模型研究了水气溶解过程以及扩散过程,用两三年把这事情彻底搞明白了,找到了解决方案。抽水和放水的时候会不会对水气共容舱内部环境进行伤害呢?我们进行了一系列仿真研究,不同进水和出水管道的布置方式,这是放水过程,这是抽水过程,这是同时进行。这个过程就研究我在抽水过程中会不会对水面气体进行卷吸,把这个过程都研究了,怎么减少这个气泡的裹胁,我们研究了其特性。把这事情搞明白之后,我们建立了一个实验验证平台,刚才那个系统中的高压气罐,用的是个6兆帕,这里是叫水气共容舱,用的是4兆帕。在这个系统中,这是水轮发电,这是水泵和水泵机组,这是4兆帕的,我们在实验室模拟400米水头,水头可以任意调节的。验证结果是比较满意的,通过了陕西省科技厅在2020年4月份组织的一个成果鉴定及现场的演示。结论:第一,该系统具有较高的电电转化效率。第二,系统的响应特性比较好,可以达到45秒。第三,实验结果提示我们,可以设计等温压缩机,我们现在已经完成了设计,并且在测试中。

解决了电站转运效率的问题,还有一个问题没解决,怎么降低储能成本?我们针对不同的环境,设计了不同技术方案。这里面有一个水池水泵和水轮机,也可以是水泵水轮机,同样用我们的这个思路,这是高压储气罐,这就是我们设计的一个透平,非绝热膨胀,比如可以吸收部分增压机的压缩热。目前,我们设计的这个系统储气压力是8兆帕,膨胀性入口压力10兆帕,水槽100米,用水量是1.16万平方米,比较大。储气罐的容积是2100立方米,这个系统我们可以做到2兆瓦/4兆瓦时,目前还没有这种储能系统,所以我们这个系统申请了发明专利。我这个系统的效率接近70%了。

我们还在光伏基地做了一个储能系统,同样有储气罐,高压储气库,低压储气罐,这里是等温压缩机,膨胀机,我设计了一个小的系统,这就是光伏热,通过压缩空气给它进行加热高压空气,太阳能加热之后进入透平,我把透平尾气的排热量再通过一个回热器,再排一下低压出去灌,为了保持恒力压力,启动水轮机发电,这就是整个系统的工作原理。目前做到1.1兆瓦和1兆瓦时的规模,效率做到71%,这是给光伏电站做的方案。另外一个是我们专门为煤矿设计的,完成了科研报告,规模做到110兆瓦和900兆瓦时。我简单介绍一下,很多煤矿在地下机房有一个水舱,也叫应急水库,挖煤的时候万一有多余透水就储存在这个地方,关停的煤矿我可以利用这部分,利用的时候我们把这个作为一个储水仓,低位水库,地面挖了一个高位水库,这样我可以建一个抽水蓄能系统,就跟我们现在有的抽水蓄能系统一样,只不过就是我把这个低位水库放在地下了,水轮机和水泵都被安装在地下。同样我们把煤矿的地下空间划分了一下,对主道进行封闭,它的密封性和安全性都比较有保证,然后把它作为空间。目前我们没利用采空区。这个矿深是592米左右,我这个地下水舱体积只有一万多方,因为它的主巷道有上山通道,相当于有倾斜度,为了充分利用它,我把地下封闭空间,深度大约是600米,这它和地面水库进行连通,我保证这个空间的容积是可变的,有条件保证这个空间压力恒定。

同样是用我们研制的等温压机组,解决了现有压缩空气储能的另外一个缺陷,闭口缺陷,容积不可变,我们把它变成容积可变的系统,就可以保证压力是恒定的,这样就解决了压缩机的一个变功问题。发电的时候也是一样,我可以恒压发电,如果发电的时候气体放出来,压力被降低,空间被减少,地面的水给它补充到这个空间里边,保持容积可变,。这一块我通过内燃机补燃,这是我们另外一个专利技术,通过内燃机用我们现在所有的代用燃料,如乙醚、甲醇等低碳燃料,高品位热能用内燃机的发电,低品位热能耦合到这个压缩空气储能系统中,相当于该系统非绝对膨胀过程提供了余热热源,这样系统效率可以做得比较高,75%以上。这就是我们的一个研究思路。低位水库大概一万多方,我就构成这样一个发电系统,压缩机和膨胀机构成另外一个闭环的系统,两个系统复合在一起。建设周期三年可以完成,地下有个水电机水泵,地上是压缩机膨胀机内燃机。这个规模已经做到110兆瓦900兆瓦时。

我们另外还做了一个方案,针对没有矿井的,我们在泉州设计的是300兆瓦1800兆瓦时,这个系统实际就按照刚才抽水压缩空气原理,高压气库做的10兆帕,目前我们设计出来的高压气库是10兆帕,体积是160万立方。中间一个增压机,一个涡轮膨胀机,这个压缩机机组实际上是作为我们做虚拟水坝用的一个备用压缩机组,如果系统不漏气,这个空压机组都不用,如果漏气,我就会启动它给高压气库补气。这就是水泵水轮机,地下是一个坑道,这个系统实际效率做到72%。这是目前我们具体的一个研究成果。

希望各位专家批评指正,谢谢各位。

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关键字:抽水储能 压缩空气储能

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