国外压气蓄能发电技术及其在湖北应用的可行性研究

第25卷增2岩石力学与工程学报Vol.25Supp.22006年10月ChineseJournalofRockMechanicsandEngineeringOct.，2006收稿日期：2006–05–09；修回日期：2006–06–13基金项目：国家自然科学基金项目(50434050，50374064)；国家重点基础研究发展规划(973)项目(2002CB412704)作者简介：徐新桥(1961–)，男，1983年毕业于华中工学院电气自动化专业，现为博士研究生，主要从事能源管理方面的研究工作。E-mail：[e-mail]国外压气蓄能发电技术及其在湖北应用的可行性研究徐新桥1，杨春和2，李银平2(1.华中科技大学管理学院，湖北武汉430074；2.中国科学院武汉岩土力学研究所，湖北武汉430071)摘要：通过介绍美国和德国成功的压气蓄能发电技术的商业运行案例，说明压缩空气蓄能发电系统的类型、要求、部件、运行、优势和劣势、压缩气体的能量及国外压缩空气蓄能的前景和建设计划，并结合湖北云应盐矿的地质赋存条件及开采现状，阐述湖北省实施压气蓄能发电的可行性。关键词：采矿工程；压缩空气蓄能；发电；节能；盐岩中图分类号：TD32文献标识码：A文章编号：1000–6915(2006)增2–3987–06REVIEWONCOMPRESSEDAIRENERGYSTORAGEABROADANDITSFEASIBILITYAPPLICATIONTOHUBEIPROVINCEXUXinqiao1，YANGChunhe2，LIYinping2(1.CollegeofManagement，HuazhongUniversityofScienceandTechnology，Wuhan，Hubei430074，China；2.InstituteofRockandSoilMechanics，ChineseAcademyofScience，Wuhan，Hubei430071，China)Abstract：Bystudyingthesuccessfulbusinesscasesoncompressedairenergystorage-basedpowergenerationinGermanyandUSA，thispaperintroducesthetypesofcompressedairenergystoragesystems，requirement，capacity，components，operation，advantagesanddisadvantages.CombiningwithgeologicalconditionanalysisofthedepositandminingstatusofYunyingSaltMineinHubeiProvince，thepossibilityofputtingCAES-basedpowergenerationinpracticeinHubeiProvinceisdiscussed.Keywords：miningengineering；compressedairenergystorage(CAES)；powergeneration；energysaving；saltrock1引言与抽水蓄能电站相似，压缩空气蓄能发电(compressedairenergystorage，CAES)也是世界上一种可大规模储存电能的技术[1，2]。其原理为：在用电低谷时段，使用网上电力压缩空气并储存在洞穴内，以备负荷高峰时用于发电(见图1)。CAES发电系统一般包括以下几部分：地下洞穴、同流换热器、压缩机组(压缩机、中期冷却器、后期冷却器)、燃气轮机和发电机。来自电网的电能驱动电动机(或发电机电动机方式运行)，带动气体压缩机，压缩空气时产生的热能由中期冷却器和后期冷却器吸收并储存。在这一过程中，电网的电能大部分作为压缩气体的势能储存在洞穴，少量被压缩冷却器吸收作为热能储存。较常见的发电技术是将压缩气体与天然气混合燃烧，燃烧的方式与常规燃气轮机相同，但该方法由于压缩气体损失能量较少，更为节能。从洞穴释放的气体先在同流换热器中预热(同·3988·岩石力学与工程学报2006年图1压缩空气储能发电示意图Fig.1Sketchmapofcompressedairenergystoragepowergeneration流换热器利用压缩冷却器释放出的能量加热气体)，然后再与少量石油和天然气混合，在燃气轮机的燃烧器中燃烧膨胀推动发电机发电。CAES发电系统的一个重要参数是充电率，即给系统充电所需的电能和发电量的比。低充电率说明充电时电能需求量少。启动快是CAES发电系统的另一个优势。CAES发电系统可以在9min内紧急启动，正常情况下的启动时间是12min。相比之下，典型的常规燃气轮机发电系统的启动时间是20～30min。影响CAES发电系统成本的一个重要因素是地下洞穴的建设，用于储存压缩气体的3种地理构造是盐丘、含水层和岩洞。除了地理构造的分类，还有2种洞穴设计概念，恒容(也称不补充)洞和恒压(也称补充)洞。恒容洞内，抽出气体时允许气压下降。恒压洞内，通过地面蓄水池的水改变压缩气体容积，维持洞内恒压。CAES发电系统可以利用多种地形。包括自然形成的含水岩层、溶浸开采的岩洞和人工开采的岩洞。一般来说，为采用CAES发电系统开采岩洞比开采岩盐溶腔的成本高60%。而含水岩层储存是迄今最为廉价的方法，也是最常采用的。另一压缩气体储存的方法是将压缩气体储存在人造的高压罐中。但是，现有技术制造高压罐的成本过高，不可行，储存规模也比CAES发电系统小。2CAES发电系统的天然气发电厂一般的燃气轮机发电机组产生的电能有2/3被压缩机消耗，比如300MW的电厂实际只产出100MW的净电能，有200MW的电能被压缩机消耗。而CAES发电系统的压缩过程不在发电时进行，燃气轮机驱动压缩机的涡轮是直接作用于发电机的，可增加输出的电能，是单循环类似燃气轮机发电能力的3倍。在压缩气体驱动的燃气轮机情形中，不选用单纯的燃气轮机的原因是考虑气体膨胀的压力和温度条件的因素。如果压力足够高，释放时气体的温度可能过低，容器材料和连结点不能承受，会导致材料脆化和密封失灵，甚至由于容器和连结点不同的膨胀率导致泄漏，因此需要昂贵的稀少材料和工艺的革新。CAES发电系统可以做成较大的规模，因为CAES发电系统的储存能力大于除水电之外的任何其他蓄能发电系统。典型的CAES发电系统的储存能力为50～300MW。CAES发电系统因其损耗小，储存期也是最长的，可以超过12个月。如果采用天然的地形构造，可大幅度降低CAES发电系统的建设费用。另外，温室气体的排放也低于一般的天然气发电厂。CAES发电系统的主要缺点是依赖地形构造。然而，因为不是每处都存有地下洞穴，这将大大限制这种储能发电的可用性。但是，在地形合适的地方，CAES发电系统是大规模长期储量的可行方法。3案例研究3.1德国Huntorf电厂输入非峰荷电能白天用电高峰时输出电能燃料排热管电动机+压缩机2200m发电机涡轮机同流换热器空气空气空气空气进气/排气石灰岩洞地下洞穴第25卷增2徐新桥等.国外压气蓄能发电技术及其在湖北应用的可行性研究•3989•世界上第1个商业性CAES电厂是德国北部的290MWHuntorf电厂[1]，由NordwestDeutscheKraftwerke公司于1978年建成。该厂每天运行1个周期，期间充电8h，发电2h。电厂能效为86%，启动可靠率98%。Huntorf电厂有一个岩盐溶腔，后来扩建成0.003km3的天然气洞穴，以便更加经济、高效地为燃气轮机供气。Huntorf电厂有2个洞穴，尽管1个洞穴就可以满足总发电容量的用气，但将容量分配给2个洞穴的好处是，一主一辅，便于洞穴的维护；且洞穴“一分为二”，主运行的洞穴比“合二为一”的独立洞穴能更快减至常压，重新充满气体也相对容易，增加了调峰的灵活性与快捷性。洞穴深度小于600m，保证储存的空气在几个月内是稳定的，且不超过额定的最高压10MPa。要求的储存容积非常大(0.003km3)，相当于10层高的建筑物，这就是CAES发电系统只采用地下洞穴的原因。虽然Huntorf电厂是世界上第1个压气储能燃气轮机发电厂，但20多年的运行表明，Huntorf电厂每日一周期运行是可靠的，已经启动7000余次。3.2美国McIntosh电厂1991年，AlabamaElectricCooperative公司在美国阿拉巴马州建成世界上第2个商业性CAES电厂[1]，额定出力为110MW，可以供电26h，常规启动时间为9～13min。McIntosh电厂的洞穴是用淡水溶浸盐丘所成，是现有最大的CAES发电系统洞穴，能26h提供发电所需的压缩气体。近似圆柱形的岩盐溶腔，深300m，直径80m(容积0.00532km3)，气压为4.5～7.4MPa。McIntoshCAES电厂在德国Huntorf电厂基础上有所改进，包括废热回收系统，节省了25%的燃料。该厂满负荷净热效率为4819kJ/(kW·h)(74.7%热效率)，充电率为1.3。4CAES发电系统的应用前景和建设计划除Huntorf和McIntosh的CAES电厂外，日本正在建设35MW的CAES电厂，以色列也在建设一个100MW、利用含水层洞穴储存的CAES电厂。其他正在规划或建设的CAES电厂有：意大利的针对含水岩层的研究用25MW的CEAS发电设施；以色列的研究用硬岩含水层3×100MW的CAES发电设施等。美国NortonEnergyStorageLLC公司正在设计开发另一项目，厂址是0.01km3的石灰岩洞，700m深，计划在气体与天然气混合前压缩到10MPa。第1期预计装机为200～480MW，成本为0.5～4.8亿美元。计划有４期工程，可望达到2500MW的发电能力。5湖北省实施地下压缩空气储能发电的可行性5.1湖北电网峰谷差变化大急需蓄能发电技术2005年湖北电网最大峰谷差为4406MW，根据对负荷水平及负荷特性的预测，2010年将达6400MW左右，2015年将达8380MW左右，呈加速上升趋势。湖北电力供应结构方面的主要问题是：(1)大型火电机组最大单机容量为300MW，受设备、煤质等因素的影响，变负荷调峰能力不足20%；(2)具有多年调节性能的水电比例过低。截止2004年底全省发电装机24624.4MW，其中水电装机15115.1MW，占61.38%，包括最终规模18200MW的三峡电站已投产的7700MW。其中除1212MW的隔河岩电站、900MW的丹江电站具有多年调节性能外，其他80%以上的水电站都是径流式电站，丰枯期(夏冬季节)出力悬殊，三峡电站枯水期保证出力只能达到27%的额定能力，导致湖北经常出现丰水期弃水、枯水期缺电的现象。2004年全省发电量中水电69.512TW·h，占61.76%。当年三峡电站发电量39.155TW·h，湖北只购得4.330TW·h，占11%。电力消费结构方面的主要问题反映在2个方面：(1)湖北电力消费结构属于偏工业型。2004年全省用电量70.021TW·h，同比增长11.29%，其中工业用电50.852TW·h，占全省用电总量72.62%，同比增长12.52%。多年来湖北第二产业用电量占全社会用电量比例均在70%左右，重工业用电占工业用电的80%、占全省用电的65%左右。随着“十一五”规划的武汉0.8Mt乙烯工程等一批重工业项目的实施，未来湖北的电力市场将更加倚重于重工业。(2)电力负荷季节性波动较大。全年最大负荷基本上都在夏季，气温气候对负荷的影响越来越大，夏季降温负荷所占比重达到1/3左右。电力负荷季节性波动和变化的随机性进一步增大，且高峰负荷持·3990·岩石力学与工程学报2006年续时间短，增加了电网运行的压力，限制了电网负荷率的提高。2004年7，8月主网最大负荷达到11531MW，同比增长12.8%，最大日用电量达到0.231TW·