二氧化碳储能系统的压缩方案比较

《Energy》：Compression scheme comparison for a carbon dioxide energy storage system

气液压缩二氧化碳储能在压力比分配和自冷技术优化方面取得新进展，提出等温出口和等压比两种配置，通过热力学经济模型模拟发现前者在0.11329美元/kWh时更具成本效益，并指出储气罐和液态二氧化碳罐是主要投资对象，蒸发器与冷凝器温差应控制在8℃以内。

　　

Xintao Fu|Yuwei Jiao|Zhan Liu

烟台大学海洋学院，中国烟台264005

摘要

气液型压缩二氧化碳储能是一种新兴的潜在储能技术，用于稳定可再生能源的输出。本文重点关注的是在不使用额外冷源的情况下有效实现高压二氧化碳的气液转换，以及如何在压缩/膨胀过程中高效分配压力比。本文提出并评估了两种具有特定压力比和相同出口温度布置的自冷凝系统。使用自主研发的数学模型对所考虑的系统进行了数值模拟。结果表明，在优化运行条件下，相同出口温度的系统更具优势，其平准化储能成本为0.11329美元/千瓦时，此时高压冷却器的冷侧温差为11°C，液态二氧化碳温度为16°C，节流压力为7.8 MPa。在系统组件层面，气体储存器和液态二氧化碳储罐占据了总体采购成本的最高比例；压缩机、涡轮机、蒸发器和冷凝器依次导致了最大的热力学效率损失。冷凝器和蒸发器之间的温差不应超过8°C。

引言

随着全球气候变化对人类社会构成日益严重的威胁，越来越多的国家将“碳中和”作为国家战略。中国提出在2030年前实现碳排放峰值，并在2060年前实现碳中和[1]、[2]。解决这一问题的关键在于如何加速能源结构转型，提高非化石能源的比例，以减少和抵消温室气体排放[3]。作为关键的基础技术，大规模绿色能源储能技术受到了广泛关注，以应对可再生能源资源的间歇性和分布不均问题[4]。

压缩二氧化碳储能系统（CCES）在各种储能技术中越来越受到重视。该系统将电能转换为二氧化碳的内能和热能。与压缩空气储能（CAES）相比，CCES具有一些独特的优势：工作流体二氧化碳具有相对合适的临界区域条件（7.38 MPa, 31°C）[5]，这使其更容易发生冷凝；此外，二氧化碳的广泛使用有助于减少二氧化碳排放[6]。

由于CCES系统采用闭环二氧化碳循环，因此需要额外的气体储存装置。受CAES的启发，学者们对二氧化碳储存方法进行了大量研究。Bartela等人[7]分析了等压和非等压储存罐对系统性能的影响，结果表明CCES系统所需的高压储存装置体积远小于绝热CAES系统。Liu等人[8]研究了在超临界或超临界状态下运行的燃料燃烧储能系统，发现尽管配置复杂，但超临界CCES的往返效率（65.35%）和能量效率（53.02%）更为优异。Cao等人[9]提出利用废弃矿井空区作为储存库，研究发现实现最高系统效率所需的储能压力为21.9 MPa。

地下气体储存系统受到成本和地理限制。因此，学者们转向地面人工储罐来储存液态二氧化碳。Wang等人[10]提出了一种新型CCES方案，将二氧化碳储存在液态。两个储罐的压力分别维持在8 MPa和1 MPa，压缩后的超临界二氧化碳通过热储存装置和外部水源冷却后重新变为液态。Chen等人[11]将压缩过程中膨胀后的亚临界二氧化碳通过包含潜热和显热储存单元的复杂填充床冷储存装置液化。他们报告称，这种方案可达到具有竞争力的能量密度（36.12 kWh/m3）和往返效率（56.64%）。Liu等人[12]将压缩机入口压力从0.1 MPa提高到0.6 MPa，以简化冷能回收装置，但仍指出该冷储存装置占系统组件热力学效率损失的最高比例（19.34%）。他们还提出了一种直接冷凝方案，即省略冷储存装置，让二氧化碳直接在周围冷水中冷凝[13]。然而，储罐内的极高压力（>20 MPa）会给技术和成本带来挑战。Sun等人[14]设计了一种创新的CCES系统，压力水平约为0.6 MPa，系统能量密度为22.21 kWh/m3，效率为51.45%。虽然人工储罐中的液态二氧化碳储存可以显著提高能量密度，但需要复杂的液化设备。

随着对CCES的深入研究，越来越多的学者认为其未来发展方向之一是与其他电力系统集成。Chaychizadeh等人[14]提出了将热超临界CCES与风电场结合的方法，发现风力涡轮机的不可预测输出对系统参数的影响较小。Qi等人[15]利用液态CCES来控制可变和恒定可再生能源制甲烷过程中的不确定性，结果表明，与传统方法相比，这种方式更具经济可行性。Chae等人[16]提出热电厂可以结合CCES系统和蒸汽循环，但需权衡效率和能量密度。Xu等人[17]提出了一种结合液态储存和低品位热源的CCES方案，建议将压缩机入口压力设定在8 MPa的伪临界点附近。Chen等人[18]研究了超临界CCES与聚光太阳能热储存的耦合系统，发现分阶段压缩配置的动态回收期比简单压缩配置缩短了2年。

文献研究表明，液态储存CCES的趋势不可阻挡。研究人员需要考虑的是如何平衡系统效率和投资成本。例如，二氧化碳在排放阶段的液化通常会导致系统效率降低。Zhao等人[19]提出了一种有趣的气液CCES方案，使用灵活的气体储存器（其体积随储存量变化）在环境压力下储存二氧化碳，系统效率达到71%，平准化电力成本为0.1252美元/千瓦时。意大利撒丁岛建造了一个2.5 MW/4 MWh的CCES设施，称为“二氧化碳电池”[20]。中国四川省德阳市也建有一个10 MW/20 MWh的CCES设施[21]。这两种CCES设施都属于气液型。

显然，气液型CCES是一种具有前景的储能技术，因为它不受地理限制、效率高、投资成本低且经过工程验证。然而，仍需进一步研究以改进这类系统。两阶段压缩/膨胀模式是一种被广泛接受的方案，但如何有效分配两个阶段之间的压力比尚未确定。应明确评估常用的一致压力比和相同出口温度布置对气液型CCES系统热经济性能的影响。此外，为了使系统尽可能独立于外部环境，如何在不使用额外冷源的情况下有效实现高压二氧化碳的气液转换也是一个需要解决的问题。因此，本文提出了两种具有特定压力比和相同出口温度布置的自冷凝CCES系统，并建立了详细的数学模型用于组件设计和性能分析。通过考虑热力学和经济指标，利用设计参数对系统进行模拟，以确定最佳运行参数。研究得出了两种压缩模式之间的性能差异。本研究为大规模CCES应用提供了实际建议，有助于工程师更全面地理解其运行原理。

系统描述

所设计自冷凝CCES的布置如图1所示。采用灵活的气体储存器（GH）作为低压二氧化碳的储存容器，以确保稳定的工作压力。该系统的创新之处在于，从主压缩机排出的气体压力不会达到超临界压力；为此，增设了一个辅助压缩机（AC）将二氧化碳压缩至超临界状态。

系统建模

为简化建模过程，这里提出了一些合理的假设[22]、[23]：

• (1)
  系统在稳定状态下连续运行。
• (2)
  气体储存器内部有有效的柔性薄膜，因此压力保持恒定。
• (3)
  管道和换热器中不考虑热量损失。
• (4)
  所有储罐均具有优异的隔热性能，因此没有热量损失。

结果与讨论

本文对提出的自冷凝CCES系统进行了参数优化，并详细比较了相同出口温度模式和相同压力比模式下的系统性能。表2展示了所建议自冷凝CCES系统的设计数据。在分析单个参数的敏感性时，其他所有基本参数均保持不变，除非有特别说明。

结论

本文提出并评估了两种具有特定压力比和相同出口温度布置的自冷凝压缩二氧化碳储能系统。在不使用额外冷源的情况下，成功实现了高压二氧化碳的气液转换。详细分析了压力比分配模式对气液型CCES系统热经济性能的影响，并得出了一些关键结论。

作者贡献声明

Zhan Liu：撰写 – 审稿与编辑、方法论、概念构建。 Xintao Fu：撰写 – 初稿撰写、实验研究。 Yuwei Jiao：撰写 – 审稿与编辑

利益冲突声明

? 作者声明没有已知的利益冲突或个人关系可能影响本文的研究结果。

致谢

作者感谢中国石油科学技术研究项目（项目编号：2023ZZ0406）的支持。