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液态空气储能试水商业化 压缩机再添新挑战

液态空气储能试水商业化 压缩机再添新挑战
  日前,英国政府商业、能源和工业战略部(BEIS)宣布,将拨款1000万英镑(1244万美元)帮助高景电力(Highview Power)建造全球最大的液体空气电池项目,以充分利用其太阳能和风能。
  这将是世界上第一个商用的液态空气能源存储系统,并将为英国输电系统运营商国家电网提供长期的储能服务。该系统对空气进行冷却和压缩,使其变成液体,并可储存在工业容器中。这些能量可以通过驱动涡轮,在需要的时候产生电能。该系统将与一个联合循环燃气轮机(CCGT)电厂一起工作。
  高景电力的液态空气电池将储存250MWh的能量,几乎是特斯拉在澳洲南部建造的最大化学电池储存量的两倍。
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  英国能源与清洁增长部长夸西·瓦尔滕表示,“这座革命性的新型低温电池储能工厂将成为实现净零排放目标的关键部分,为英国电网带来更大的灵活性,并在大曼彻斯特郡创造绿领工作。此类项目即使在阳光不明媚、没有风的情况下,也能确保住宅和企业仍可以使用绿色能源供电。”
  在曼彻斯特以南8英里的特拉福德能源公园内的液冷电站是欧洲最大的同类电站,它将提供电网服务,使可再生能源更好地融合,并帮助稳定电网,避免停电。据称,液化空气储能电站的收入将来自电价差套利、电网平衡、容量市场和辅助服务。
  这将为英国电网提供更大的灵活性,并且每天运行5小时可以用来为多达20万户家庭供电。现在,英国三分之一的电力需求都来自可再生能源。利用储能技术是英国实现具有法律约束力目标(到2050年实现零碳净排放)的关键措施。
  高景电力多年来一直致力于在英国建立一个液态气体储能基地,2015年首次推出了一款演示设备。两年前,该公司与英国回收、可再生能源开发和废物管理公司Viridor合作,推出了一个规模更大的5MW/15MWh“商业示范”工厂。该公司于2019年10月首次宣布了在英国建立250MWh液冷中心的计划。
 
  液态空气储能发电的原理及优点
  原理
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  液态空气储能系统的原理是利用价格低廉的谷电,通过吸收环境中的空气,然后将其冷却直至其成为液体,然后存储于低温达-196摄氏度的储藏罐中。用电高峰时再从罐中释放液态空气并升压升温,推动汽轮机发电。从而实现谷电峰用。具体操作步骤:
  1)液化过程。电网夜间富余的电能驱动液化空气装置,使环境中的空气先洁净再压缩,然后通入到换热器中与气液分离器返回的冷空气和蓄冷装置中的冷空气进行换热冷却。被冷却的冷空气依次通过膨胀机和节流阀,降温降压,一部分被冷凝为液体,一部分仍为气体,最后在气液分离器中被分离。从气液分离器上端口出来的冷空气返回到换热器中冷却被压缩机压缩后的空气。
  2)能量存储过程。经气液分离器分离后的液态空气从气液分离器下端口流到液化空气储罐中储存,液化过程中消耗的大部分电能被转化成了液态空气的冷能。
  3)电力恢复过程。低温储罐中液态空气被引出,经低温泵加压后送入气化换热器中吸热气化。被气化的空气再通入热交换器中,被进一步加热升温、升压。从热交换器中出来的高压气体通到透平中做功,透平与发电机相连,带动发电机旋转发电。
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  从透平里出来的高温空气依次经过热交换器和气化换热器被冷却,然后流到蓄冷装置中与换热器里被压缩机压缩后的空气换热。因为液态空气的沸点比较低,所以在电力恢复过程中供应给热交换器里低温空气的热量可以是来自于液化过程中的废热或外部环境的热量。把这个设备建在工厂或电站附近,利用里面的废热加热液态空气,效率可以达到70%。
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  优点
  1.不受地理条件限制,环境友好。采用液化空气作为储能介质,随处易得。不补燃、无排放无需地理条件要求;2.建设成本远低于现有大规模储能方式,且能量密度高,循环寿命长。低温液化和空分属于成熟的产业,相关技术装备已成型,并具有完善的基础设施;3.系统储能效率高。循环低温热源温度低,压缩机效率提高;可与LNG系统集成,实现LNG冷能利用与储能发电的完美结合。
  液化空气储能技术的存储容量可达到10~200MW,相当于大型压缩空气储能容量的一半。可液化空气储能技术的比能为214Wh/kg,相当于大型压缩空气储能技术的四倍。液化空气储能技术储能的持续时间可达12h以上,使用寿命为25年,相对较高。液化空气储能的效率为55%~90%,其效率值与整个系统能量能否充分利用息息相关。为了提高液化空气储能系统的效率,就需要选择合适的液化空气储能装置,尽量减少装置运转过程中不必要的能量损失。对于液化过程中产生的废热可以用于电力恢复过程中加热液态空气,使能量得到充分利用,提高了整个循环的效率。对于液化过程用于加热液态空气的热量也可以是环境中的热量和工业中产生的废热。同理,还可以将液态空气气化产生的冷量应用于储能过程中对气态的空气进行预冷,同样也可以提高液化空气储能系统的效率。
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  我国的压缩空气储能发展现状
  压缩空气储能系统具有储能容量大、电能转换效率高、安全可靠、环境友好等特性,被视为继抽水蓄能电站之后又一种极具潜力的大规模储能系统,其在智能电网建设、大规模可再生能源接入、电网负荷调节以及保障电力系统安全性等方面,具有极大的应用前景。但是目前常规压缩空气储能系统采用燃料补燃的形式,存在系统储能效率偏低、补燃产生排放污染等问题,阻碍了技术的推广应用。
  为获得高效、环保的压缩空气储能新流程,中科院理化所、清华大学和中国电力科学研究院在国家电网“压缩空气储能发电关键技术及工程实用方案研究”科技项目的支持下,组建了以理化所热力过程与节能技术研究中心主任王俊杰研究员为首的研究团队,对压缩空气储能系统所涉及的众多研究领域基础问题、关键设备和关键技术进行了系统和深入的研究,创新性地提出了基于双作用和自卸荷的非稳态压缩、热量梯级存储回馈、多级再热膨胀等流程方案。
  由中国科学院理化技术研究所、清华大学及中国电力科学研究院共同研制的“500kW非补燃压缩空气储能发电示范系统”在安徽芜湖成功实现励磁发电,完成100kW发电的阶段目标。此次系统发电成功,标志着理化所在大规模储能技术领域的一项重要突破,对推进我国储能产业的发展具有重要意义。
  王俊杰研究员带领的团队,在低温液态空气储能技术的基础理论及模拟仿真方面开展了细致而深入的研究,创新性地提出采用梯级恒温蓄冷、小温差传热的高效蓄冷流程,在理化所廊坊园区搭建了国际首套基于双级液相工质蓄冷的液态空气储能实验平台,蓄冷效率测试结果达90%,处于国际领先水平。据了解,王俊杰团队在该项目研究过程中已发表论文13篇,多篇论文发表在《能源转换与管理》等期刊上,核心技术申请国家发明专利12项,授权2项。
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  不过,液化空气储能在我国还处于理论研究与实验阶段,目前还未进入商业应用阶段,落地的基本以压缩空气储能为主,比如山东肥城压缩空气储能调峰电站项目利用岩盐资源开发后留下的盐穴,以压缩空气为主要介质实现能量存储转化,正在加速推进中。该计划总投资118亿元,规划装机规模为1250兆瓦,占地面积1050亩。该项目是山东第一个压缩空气储能项目,被列入2020年山东省重大建设项目名单。其中,项目一期建设装机规模为5×10兆瓦,总投资8.2亿元。项目采用的10兆瓦先进压缩空气储能系统由葛洲坝联合中科院工程热物理研究所共同开发生产,已于2016年完成系统集成示范,额定运行效率达到60%以上,为目前国际压缩空气储能系统的最高纪录。
  目前,该项目第一套10兆瓦机组主要设备已完成采购及生产制造,正进行盐穴通井、测腔,计划2020年12月完成建设安装。
  除此之外,江苏、青海、山西、陕西、内蒙古等地也展开了压缩空气储能项目建设,这表明,虽然压缩空气储能受到地理限制较大,但在中国已全面进入商业化阶段。而布点更灵活的液化空气储能,由于技术可行性及经济可行性还有待突破。
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