与生物质气化联合循环系统耦合的压缩空气储能系统性能分析

薛小军¹，胡刚刚¹，陈衡¹，吕佳阳¹，徐钢¹，杨志平¹，姜雪²

（1.热电生产过程污染物监测与控制北京市重点实验室（华北电力大学），北京市昌平区102206；2.国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院，辽宁省沈阳市110000）

　　摘要：为提高压缩空气储能系统的性能，该文提出一种生物质气化联合循环系统与压缩空气储能系统集成的新方案。储能过程中，利用联合循环系统的给水冷却高温压缩空气。释能过程中，在联合循环系统中的余热锅炉部分布置旁路烟道。来自储气罐的压缩空气经旁路烟道加热后，直接通入至联合循环系统的燃烧室。该耦合方案采用能量梯级利用的原理，可以实现系统效率的提升；同时还可以节省常规压缩空气储能系统中的蓄热罐、蓄冷罐和膨胀机等设备。采用Ebsilon软件对耦合系统进行模拟，并对耦合系统进行热力学分析和经济性分析。结果表明：新方案中压缩空气储能系统的循环效率和能量密度分别为86.14%和7.48MJ/m³，整个集成系统的总效率为37.20%。此外，新方案的动态投资回收期为3.73年，净现值为89.65万元。该研究为提高压缩空气储能系统的性能提供了新的技术选项。

　　0引言

　　目前，在中国发电行业中，燃煤发电机组依然是主力军，其装机容量占发电总装机容量的56.58%[1]。化石燃料的大量消耗会带来严重的环境污染、二氧化碳排放以及能源危机，这使得发展可再生能源成为未来能源发展的主要趋势。截至2020年底，中国并网的风电和太阳能装机容量分别为28153万kW和25343万kW，预计到2030年，全国风电和太阳能总装机容量将达到12亿kW以上[2]。

　　然而，可再生能源自身具有的间歇性和不稳定性会加剧电网负荷波动，对电网的安全稳定运行带来诸多不利影响[3]。储能技术的发展被认为是提高新能源消纳和抑制电网负荷波动的有效手段[4-5]。在众多储能技术中，压缩空气储能（compressed air energy storage，CAES）以其投资成本低、运行可靠性高和对环境影响小等优点，受到了广泛的关注。国内外对于压缩空气储能系统，已有大量研究，旨在不断提高系统的性能，包括与其他热力系统进行集成优化。Razmi等[6]提出一个将压缩空气储能系统和两个相邻的风电场进行耦合的系统，该系统用于消纳风电场的随机电力输出，高峰时段可以向电网增加91MW的电能输出。Wu等[7]提出一个基于风力发电和太阳能发电的压缩空气储能联合系统，可实现56.4%的往返效率、3.9kW·h/m³的储能密度以及75.6%的㶲效率。Jiang等[8]提出一种先进的三联产微型压缩空气储能系统，通过系统优化，提高了系统效率，同时每年可节约成本147820.0美元。Roushenas等[9]提出一个包括固体氧化物燃料电池系统和压缩空气储能系统的新型耦合系统，可以提高用电高峰期的发电量，同时还可以降低固体氧化物燃料电池系统的投资成本。李斌等[10]提出将压缩空气储能与燃煤电站相结合，通过提高释能阶段的空气温度和流量可以有效提高燃煤机组的自动增益效率（automatic gain control，AGC）响应速率。为了提高压缩空气储能系统的做功能力和系统效率，杨承等[11]提出将太阳能和燃气轮机冷热电联产与压缩空气储能耦合的设计，结果表明，系统能量利用率可以提高5.68%。

　　生物质发电作为一种潜在的清洁发电技术，被认为可以实现碳零排放[12-13]。此外，生物质气化联合循环系统是一个复杂的热力学循环，包含各种物质和能量转化。因此，针对压缩空气储能系统与生物质发电技术耦合也有一些相关研究，如Llamas、Razmi等学者对压缩空气储能与生物质发电的耦合集成进行研究，主要集中于回收压缩热和提高膨胀机入口压缩空气温度[14-15]。此外，在探索压缩空气储能与生物质发电的系统集成方面，需要更多创新的思路。

　　因此，本文提出一种与生物质气化联合循环系统集成的新型压缩空气储能系统。通过系统集成，不仅可以有效提高CAES系统的效率，还节省了传统CAES系统的一些设备，如蓄热、蓄冷和膨胀机，最终提高了系统的经济性能。此外，基于系统建模和计算，从耦合系统的性能进行了分析。

　　1系统介绍

　　1.1生物质气化联合循环系统

　　本文选取东北某生物质气化联合循环（biomass gasification combined cycle，BIGCC）项目进行研究，该机组每小时消耗9.23t玉米秸秆。系统示意图如图1所示，生物质燃料的特性如表1所示。

　　BIGCC系统由3个主要部分组成：生物质气化过程、合成气净化过程和发电过程。1）在生物质气化过程中，生物质和空气在流化床气化炉中发生气化反应，产生原始合成气，并排出灰渣；2）在合成气净化过程中，原始合成气通过净化系统（包括合成气分离、冷却、洗涤），以降低合成气温度和分离杂质，并最终提供清洁合成气；3）在发电过程中，净化后的合成气与高压空气在燃烧室中燃烧产生1237℃高温烟气，并驱动燃气透平发电，同时带动空压机压缩空气。随后，从燃气透平排出的670℃的高温烟气进入余热锅炉加热给水，从而使排烟温度降低至110℃；4）在蒸汽循环过程中，压力为10.3MPa、温度为505℃的蒸汽进入汽轮机做功，做功后的乏气进入冷凝器冷却形成凝结水，凝结水再通过给水泵送入余热锅炉。生物质气化和净化得到的清洁合成气特性如表2所示，BIGCC系统设计参数如表3所示[16]。

　　1.2压缩空气储能系统

　　本文选取某典型绝热压缩空气储能系统进行研究，其系统示意图如图2所示。该压缩空气储能系统主要由1个电动机、2个压缩机、2个膨胀机、4个换热器、1个储气罐、1个蓄热罐、1个蓄冷罐、1个节流阀和1个发电机等组成[17]。在储能过程中，环境空气经过两级压缩和两级冷却被存储于储气罐中，压缩热被存储于蓄热罐中。在释能过程中，存储的压缩空气经节流阀调节以确保进入第一级膨胀机的压力保持恒定。之后，高压空气经过两级加热和两机膨胀带动发电机发电，最终做功后的压缩空气排入大气。压缩空气储能系统主要参数如表4所示。

　　1.3集成系统的提出

　　本文提出一个压缩空气储能系统与生物质气化联合循环系统集成的设计，如图3所示。在储能过程中，通过1号换热器和2号换热器，采用生物质气化联合循环系统中蒸汽循环的给水冷却高温压缩空气，随后将冷却后的空气存储于储气罐中。在释能过程中，集成系统取消了原有压缩空气储能系统的膨胀机和发电机，采用节流阀稳定压缩空气的释放压力；同时，在生物质气化联合循环系统中余热锅炉的蒸发器处平行布置了一个旁路烟道。在旁路烟道中设置空气预热器，采用部分烟气加热压缩空气。从储气罐释放的压缩空气先后流经节流阀和空气预热器，并与1号压气机出口空气汇集，一同进入燃烧室燃烧。通过设置节流阀和空气预热器，确保空气预热器出口压缩空气的压力和温度与1号压气机出口空气的温度和压力相同。最终，来自压缩空气储能系统的高温高压空气替代部分1号压气机压缩的空气，从而降低压气机的电能消耗，提高了系统的净输出功率。

　　2系统分析方法

　　2.1基本假设

　　本文采用EBSILON Professional软件对生物质气化联合循环系统和压缩空气储能系统进行模拟和计算[18]。作为一种适用于发电行业的模拟软件，EBSILON Professional具有丰富的模型库和标准组件，可用于设计、优化和评估各种热力系统[19]。为准确模拟文中各个系统的流程及评估各个系统的性能，提出以下假设[20]：

　　1）在集成系统与原有生物质气化联合循环系统中，生物质消耗量保持不变。

　　2）环境温度和压力分别为20.0℃和101.325kPa。

　　3）余热锅炉的排烟温度保持不变。

　　4）系统处于稳定运行状态。

　　5）不考虑周围环境的影响。

　　基于以上假设，采用EBSILON软件对系统进行模拟，结果分别与东北某生物质气化联合循环项目设计数据以及文献[21]数据进行对比，对比结果如附录表A1所示。结果表明：BIGCC系统和CAES系统的模拟结果与系统的设计数据误差较小，模拟结果准确可信。

　　2.2能量分析

　　在系统模拟过程中，3种情况下（集成系统的储能过程、释能过程及原有BIGCC系统）的生物质燃料输入量和排烟温度均保持一致，因此，在3种情况下，系统的功率输出各不同。有鉴于此，集成系统的能量分析是基于系统的电能输入和电能输出来评价的。本文根据热力学第一定律，选择压缩空气储能系统的往返效率（R）和储能密度（D）及整个集成系统的效率，来评估系统的性能。

　　2.3㶲分析

　　作为一种指导热力系统优化的常用方法，㶲分析通过计算系统中每个部件的㶲损失，从而确定导致系统㶲损失的主要部件[25]。对于压缩空气储能系统来说，其系统㶲效率可以定义为系统总的㶲输出和总的㶲输入的比值，表示为

　　2.4经济性分析

　　为研究集成系统的经济性效益，以杭州市分时电价为研究对象，假设在用电低谷时段（23:00—07:00）存储电能，在用电高峰时段（10:00—14:00；18:00—21:00）释放电能，通过低谷电价和高峰电价之间的电价差来实现集成系统的经济收益[26]。基于杭州市分时电价政策，选取动态投资回收期（P）和净现值（N）来评估集成系统的经济性能。通常，项目的动态投资回收期越短，净现值越多，则项目的经济收益越好。动态投资回收期和净现值可定义[27]为：

　　3结果分析与讨论

　　3.1集成系统的参数

　　通过EBSILON软件模拟，得到了集成系统的一些重要部件的参数，如表5所示。BIGCC系统和CAES系统之间的耦合集成主要包含：在储能过程中采用BIGCC系统的给水回收压缩空气级间冷却的热量；在释能过程中采用BIGCC系统的烟气加热来自储气罐中的压缩空气。在储能过程中，来自2号压气机和3号压气机出口的压缩空气分别被1号换热器和2号换热器冷却至50.0℃，因此共有0.28MW的热量被给水回收。在释能过程中，储气罐中的高压空气在空预器中被旁路烟道的烟气加热到415.6℃，共有0.98MW的热量从烟气转移到压缩空气中。

　　3.2能量分析

　　在能量分析中，保持集成系统和BIGCC系统中的生物质消耗量不变，能量分析结果如表6所示。在8h的储能过程中，CAES系统的耗电量为2.50MW·h，集成系统的输出总功率为80.22MW·h，与参考的BIGCC相比增加了0.83MW·h，这是由于压缩空气储能系统中压缩空气的热量被回收。在2h的释能过程中，集成系统的输出总功率为21.17MW·h，与参考的BIGCC相比增加了1.32MW·h，这是由于释放压缩空气可以减少集成系统中1号压气机的电能消耗。因此，CAES系统的往返效率（RTE）和储能密度（ESD）分别为86.14%和7.48MJ/m³。与参考CAES系统往返效率67.01%相比，耦合系统中CAES系统的往返效率提高了19.13%。此外，集成系统的整体效率可以达到37.20%，与参考的BIGCC系统相比提高了0.43%。

　　为了进一步分析系统集成的节能机理，对BIGCC系统和集成系统的能量流动情况进行分析，系统的能流图如图4所示。在储能过程中，压缩空气储能系统中0.28MW的压缩热被BIGCC系统的给水获得，导致集成系统的功率输出增加约0.10MW。在释能过程中，一方面，来自储气罐中的高压空气被加热后直接通入至燃烧器中，从而减少了原有压气机的电能消耗，导致燃气透平净功率输出增加约1.06MW。另一方面，使用烟气加热来自储气罐的压缩空气，从而减少了余热锅炉中传递给给水的热量，从而导致蒸汽轮机的功率输出减少约0.39MW。上述两个方面在影响最终导致集成系统在释能过程中的功率输出增加约0.67MW。

　　3.3㶲分析

　　对压缩空气储能系统的整体㶲效率以及系统中各个部件的㶲损失进行了分析，分析结果如表7所示。可以看出，在一个循环过程中，压缩空气储能系统的输入㶲主要包含电能和烟气，因此压缩空气储能系统的总输入㶲为3.72MW·h。压缩空气储能系统的输出㶲主要包含空气和压缩热，因此压缩空气储能系统的总出㶲为2.35MW·h。由此可见，压缩空气储能系统的㶲效率为63.17%，这也意味着系统㶲损失占36.83%。对压缩空气储能系统中主要部件的㶲损失进行分析，可以看出：空气预热器是压缩空气储能系统中㶲损失最大的部件，占系统总输入㶲的9.95%。这是由于高温烟气和低温压缩空气换热温差较大导致的㶲损失。此外，节流阀和2号换热器为压缩空气储能系统中㶲损失第二大和第三大㶲损失部件，约占8.07%和7.26%。因此，在系统优化过程中，可以重点关注这几个部件的参数优化。

　　3.4经济性分析

　　在经济性分析中，本文在原有生物质气化联合循环系统的基础上，新增压缩空气储能系统。因此，对集成系统中新增压缩空气储能部分的投资成本、年度总成本、年度总收入等进行详细计算。集成系统中压缩空气储能部分的投资成本主要包括设备购置成本，其估算方法详见附录表A2[28]。集成系统中压缩空气储能部分的年度总成本包括年度耗电成本以及年度运行维护费，年度总收入包括年度净发电收益。为准确评估集成系统的经济性，设置了一些基本参数，如表8所示[26,28-30]。

　　基于以上条件，具体的经济性分析结果如表9所示。新增压缩空气储能系统的设备总投资为41.59万元。集成系统中压缩空气储能部分的年度总成本为22.16万元，年度总收入为42.12万元。新增压缩空气储能系统的动态回收周期为3.73年，净现值可达到89.65万元。由此可见，集成方案具有较好的经济收益。

　　4结论

　　本文提出一种基于生物质气化联合循环系统的新型压缩空气储能系统。通过系统集成实现能量梯级利用，可以有效提高压缩空气储能系统的效率；同时，还可以节省常规压缩空气储能系统中的部分设备。基于热力学理论和经济性分析，对集成系统的性能进行评估，得出以下结论：

　　1）能量分析结果表明，压缩空气储能系统的往返效率为86.14%，储能密度为7.48MJ/m³。此外，集成系统整体效率为39.16%，相比原有生物质气化联合循环系统整体效率提高0.43%，由此可见，提出的集成系统可以提高系统效率。

　　2）㶲分析结果表明，压缩空气储能系统的㶲耗效率为63.12%。空气预热器是压缩空气储能系统中㶲损失最大的部件，其次是节流阀和2号换热器。

　　2）经济性分析结果表明，集成系统中压缩空气储能部分的动态投资回收期为3.73年，净现值为89.65万元。由此可见，集成系统的设计有较好的经济收益，有利于压缩空气储能系统的发展。