某压缩空气储能项目技术路线比选

来源：ESPlaza长时储能网

2024-02-05 09:25:15

压缩空气储能(Compressed Air Energy Storage，CAES)作为一种寿命长、效率高、布置灵活的大规模物理储能技术，是最具有发展潜力的新型储能方式之一。国外已经投产商运的压缩空气储能电厂有Huntorf和McIntosh电厂，均为补燃式压缩空气储能电厂。

我国主要推行非补燃的压缩空气储能技术，虽起步较晚，但工程应用方面已经走在世界前列。清华大学会同相关单位，在安徽芜湖建成TICC-500试验装置;并提出了光热复合技术，在青海西宁建成了100kW试验装置;在此基础上，江苏金坛60MW压缩空气储能示范项目于2022年5月正式投入运行，转换效率约60%。中国科学院工程热物理研究所提供研发技术，在河北廊坊建成投产1.5MW压缩空气储能系统;并在贵州毕节和山东肥城分别建成投产10MW压缩空气储能系统;河北张家口100MW压缩空气储能项目于2021年底带电试运行，转换效率约70%。此外，国内数个300MW级的压缩空气储能项目已开展可行性研究，包括湖北应城、山东泰安、甘肃金昌、辽宁朝阳、福建永春等项目。

本论文通过300MW级不同压缩空气储能系统技术路线的比选，得到了推荐的技术方案，以及推荐方案的技术经济指标。

1 概述

1.1 项目概况

本项目位于福建省永春县某镇，本期拟建设1套300MW/1800MWh非补燃压缩空气储能电站，并预留有扩建条件。本工程的设计充气放电时间为9h和6h，压缩空气存在地下人工硐库内，硐库腔容积约为20.1万立方米;并配套采用热媒水作为传热和储热介质的储热系统。根据福建省电力系统2030年前调峰需求及调峰机组装机规模初步预测，本工程储能过程设备年利用小时数约为1990h，发电年利用小时约为1320h。

1.2 工程气象条件

根据压缩空气储能电站工作特点，收集项目所在地2018—2021年逐月平均白天和夜间气温、气压、湿度数据见表1，其中白天取值时段为07∶00～20∶00，其余为夜间时段。

2 技术路线及装机方案比选

2.1 技术路线比选

按照储热温度划分，非补燃的压缩空气储能系统可分为中温和高温系统。一般而言，中温压缩空气储能系统压缩机的排气温度在195～200℃左右，通常用高压水作为储热介质;而高温压缩空气储能系统压缩机的排气温度在335～340℃左右，通常用熔盐或导热油+水作为储热介质。对于300MW级压缩空气储能系统，2种技术路线的技术指标对比见表2。其中中温、高温技术路线的优劣势对比见表3。

根据对比数据，高温方案相对中温方案效率提高约3%，但由于高温方案需增设导热油或者熔盐系统，且需考虑熔盐或导热油的首次充装费用，另外由于相关系统和设备设计温度的提高也会造成投资成本增加。按照年发电时间1320h和2个方案的供电效率测算年购电成本，每年高温方案由于效率提升而减少的购电成本约620万元，则增加投资的静态回收年限约31.5a，在电站的运营寿命期末期才能回收投资。具体比较见表4。

由表4可以看出，为了降低造价、节约投资成本，同时也从系统运行操作简单、运维方便、安全性高等角度考虑，推荐中温方案的技术路线。

2.2 机组关键参数比选

对于中温水储热方案，采用水作为储热介质，储热水温度约为175℃，储气空间采用岩体中开凿人工硐库。考虑到人工硐库的承压能力(最高约18MPa)以及人工硐库到电站的沿程压损，方案拟在膨胀机入口压力为15MPa、17MPa，压力波动范围2～6MPa之间比选产生。主要从购电成本，人工硐库造价，主要设备投资等方面进行分析，具体比较方案如表5所示。

根据上述比选，300MW中温压缩空气储能电站压力变化范围6MPa比压力变化范围4MPa、2MPa方案所需的硐库容积分别减小约10万立方米、40万立方米，对应的人工硐库造价分别减少约1.5亿元、6.4亿元。通过分析不同方案的购电成本、人工硐库造价、主要设备投资等因素对年净收益造成的影响，综合考虑年净收益最高，其中方案三即透平入口最高压力17MPa、波动范围6MPa方案最优。

3 推荐技术方案

根据以上的比选结果，本项目推荐的技术方案为：采用4级压缩4级膨胀，利用水为储热介质的中温技术路线方案，膨胀机透平入口压力为17MPa，压力波动范围为6MPa，装机容量为300MW。推荐技术方案的流程图见图1。本项目推荐装机方案的主要技术指标见表6。