引言储能在我国能源体系建设中的地位越发凸显，对于促进新能源高比例消纳、保障电力安全供应和提高电力系统运行效率具有重要作用。随着碳达峰、碳中和目标的深入实施，煤电在电力供应中的占比逐步降低，以太阳能、风电等清洁高效能源为主体的新型能源系统正在构建，而太阳能、风电由于其自身的波动性、间歇性，无法提供稳定、持续的电力供应。能源行业急切需要安全、零碳、绿色、高效的储能系统与清洁能源配套使用[1-2]。长时储能是解决以新能源为主体的新型电力系统稳定性、随机性的重要方案，随着波动性可再生能源占比的快速增加，未来对长时储能需求将越来越迫切。按照所存储能量的形式，储能形式简要分为机械储能、电储能、热储能、化学储能等，几种具有代表性的储能技术包括抽水蓄能、压缩空气储能、压缩二氧化碳储能、电化学储能、飞轮储能和熔盐储能。目前，抽水蓄能、压缩空气储能及熔盐储热能够实现长时储能，但抽水蓄能及压缩空气储能受限于地理位置，熔盐储热主要适用于有蒸汽需求的场景，这几种储能技术的使用条件均受到一定限制。压缩二氧化碳储能是以二氧化碳为工质的热力循环，在物性方面，压缩二氧化碳储能具有环境性能良好；热力性质极佳、气流密度高、导热性好，液体黏度低；临界参数低(31.41 ℃, 7.38 MPa)等优点，液体二氧化碳可以在相对较高的温度下进行存储。在循环特性方面，压缩二氧化碳储能是气液两相互转、两态协同储能技术，系统效率高、无燃爆风险且环保性能极好，具有广泛的功率、容量、地域适应性，能够通过控制储能过程和释能过程的运行时长，灵活方便地调节储存容量和释能容量，是具有广阔发展前景的大规模储能技术。目前，国内学者多数针对压缩空气储能开展相关研究[3-6]，对压缩二氧化碳储能的研究相对较少[7-8]。文中基于EBSILON软件建立100 MW/1 000 MWh压缩二氧化碳储能模型，研究工质流量及工质温度对效率的影响，为同类项目的设计分析提供参考。1储能系统概况压缩二氧化碳储能的原理是在用电低谷期，利用过剩或多余的电力带动电动机将常温常压的二氧化碳气体压缩后经冷却水冷凝为液态储存，并将压缩过程中产生的热能储存起来；在用电高峰期，利用低品位余热将液态二氧化碳气化，再通过储能过程储存的热量加热二氧化碳至过热态，驱动膨胀机发电。与压缩空气储能相比，压缩二氧化碳储能为闭式循环，二氧化碳通过相关动力设备在常压气仓和高压液态储罐之间循环。压缩二氧化碳储能系统主要由储气系统、储液系统、压缩系统、蓄热系统、换热系统、膨胀发电系统组成。压缩二氧化碳储能系统流程如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.024.F001图1压缩二氧化碳储能系统流程压缩二氧化碳储能系统采用两级压缩、两级膨胀的设计方式，包括储能及释能两个过程。储能过程：储存于储气仓内的常温常压二氧化碳工质经预热器升温，进入压缩机低压缸，谷电时期或调峰期间电力驱动压缩机压缩二氧化碳，二氧化碳升温升压后进入级间冷却器，与导热油进行换热后降低温度，完成第一次热量储存。降温后的中压低温二氧化碳工质经压缩机高压缸二次压缩，二氧化碳升温升压后进入级后冷却器，再次与导热油进行换热降温，完成第二次热量储存，两次热量储存于储热罐中。高压低温的二氧化碳工质经冷却器进一步降温后进入冷凝器冷凝，该过程的冷量由制冷机组提供。冷凝后的二氧化碳工质转换成液态并储存于储液罐中。释能过程：储存于储液罐中的高压液态二氧化碳工质进入蒸发器蒸发，蒸发过程的热量由低品位余热提供。二氧化碳工质蒸发后进入过热器，与来自储热罐中的高温导热油进行换热升温，吸收储能过程中储存的部分热量。高温高压二氧化碳进入透平高压缸膨胀对外做功，驱动发电机发电。透平高压缸出口的中温中压二氧化碳通过再热器再次与来自储热罐的高温导热油进行换热升温，吸收储能过程剩余的储存热量。高温中压二氧化碳进入透平低压缸继续膨胀对外做功，驱动发电机发电。透平低压缸出口的低温常压工质储存于储气仓，完成释能过程。2模型建立文中采用热力学仿真软件EBSILON进行设计分析。EBSILON软件是通用热力学建模组态软件，主要用于热力系统循环热平衡计算和仿真，广泛地用于电站热力系统设计、优化、改造和运行过程。压缩二氧化碳储能系统设计参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.024.T001表1压缩二氧化碳储能系统设计参数项目数值额定发电功率/MW100工质流量/(kg/s)366.62CO2气仓压力（表压）/MPa0.101CO2气仓温度/℃25CO2液罐压力（表压）/MPa6.43CO2液罐温度/℃25第一级膨胀机入口温度/℃243第二级膨胀机入口温度/℃188.64两级压缩之间的压力（表压）/MPa0.885排气温度/℃41以设计参数为基础，并以罐体代替气仓建立整个系统模型，压缩二氧化碳储能系统模型如图2所示。间冷器、后冷器采用导热油作为介质吸收压缩过程产生的热量，吸收热量后的导热油通过预热器、过热器、再热器释放热量，整个过程能量守恒，回热器、冷凝器、蒸发器采用水作为工质。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.024.F002图2压缩二氧化碳储能系统模型根据设计值模拟得到压缩二氧化碳储能系统的发电功率为98.284 MW，与设计值的相对误差为1.72%，说明了模型的有效性。压缩机耗功为150.01 MW，系统的电转电效率为65.61%。3结果与分析压缩过程中存在工质外部泄露情况，导致工质量减少，进入膨胀机的工质温度也受换热效果的影响。采用控制变量法，研究工质质量流量、膨胀机入口温度变化对发电量的影响以及第一级压缩机入口工质温度的变化对压缩功耗的影响。当工质泄漏量由1%等幅变化至5%时，其他条件保持不变，仿真得到质量流量降低率对储能系统发电量及转换效率的影响如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.024.F003图3质量流量降低率对储能系统发电量及转换效率的影响由图3可知，随着工质泄漏量增加，工质质量流量降低，发电量降低，两者呈正相关趋势，当质量流量降低5%，系统的发电量降低3.15%；随着质量流量的降低，系统电转电效率提升，主要原因为随着工质流量的降低，压缩机功耗降低的幅度比膨胀机发电量降低的幅度大。膨胀机入口温度对发电量的影响如表2所示。随着膨胀机入口温度的提高，发电量逐步提高。第一级膨胀机入口温度每提升2 ℃，发电量提高0.471 MW，同时应保持系统良好的储热性能，维持工质温度。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.024.T002表2膨胀机入口温度对发电量的影响第一级膨胀机入口温度/℃发电量/MW24398.29424598.76524799.23624999.707251100.178压缩机入口温度对压缩功耗的影响如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.024.T003表3压缩机入口温度对压缩功耗的影响第一级压缩机入口温度/℃第一级压缩功耗/MW第二级压缩功耗/MW4086.3769.934584.7269.935083.0969.935581.4769.936079.8569.93由表3可知，随着第一级压缩机入口温度的提高，第一级压缩机功耗降低。第一级压缩机入口温度每升高5 ℃，第一级压缩机功耗平均降低约1.63 MW；由于第一级压缩机排气温度不变，第二级压缩机功耗保持不变。4经济性分析本文设计方案中，项目整体造价25亿元。财务分析按照项目投资资本金30%，建设期1年，建设期贷款宽限1年，运营期30年，银行长期贷款利率4.9%，短期贷款利率4.35%，等额本金还款，贷款15年，残值率5%，折旧年限20年，人员成本378万元/a，材料费150万元/a，运维检修1 125万元/a，补充工质泄漏费用60万元/a，补水5万元/a，其他费用30万元/a，企业所得税25%，税金及附加取10%的条件计算。若以8%的资本金内部收益率反算，项目每年需达到收益31 560万元。当项目作为用户侧储能，通过削峰填谷利用电价差的方式盈利，则峰谷电价差需达到1.46元/kWh（储能按照每年330 d运行，每天1充1放的模式），目前很难满足。未来大规模应用的条件除了需要有较大的峰谷电价差外，参与电力市场辅助服务或电力现货交易市场也是其推广的主要条件。5结语采用EBSILON软件建立某100 MW/1 000 MWh的压缩二氧化碳储能模型，仿真结果与设计值吻合较好，通过模型研究工质流量及膨胀机、压缩机入口温度对发电量或压缩功耗的影响，得出结论如下：工质流量泄露将导致发电量减少，工质每泄露1%，发电量降低0.63%，系统运行应及时补充工质。第一级膨胀机入口工质温度每提升2 ℃，发电量提升0.47 MW；第一级压缩机入口温度每提升5 ℃，第一级压缩功耗平均降低1.63 MW。有条件时尽可能利用余热或余电提升工质温度，以提高系统发电量或降低压缩功耗。项目整体造价为25亿元，在资本金内部收益率为8%的条件下，反算项目每年收益需达到31 560万元。此时，如果通过削峰填谷利用电价差的方式盈利，峰谷电价差需达到1.46元/kWh。未来参与电力市场辅助服务或电力现货交易市场是推广压缩二氧化碳储能的主要条件。