2024二氧化碳储能技术研究与发展

二氧化碳储能技术研究与发展前景目录TOC\o"1-2"\h\u13229二氧化碳储能技术研究与发展前景 173801二氧化碳储能系统概述 4276151.1工作原理 476611.2主要性能评价指标 4160252二氧化碳储能技术研究现状 556212.1二氧化碳电热储能(TE-CES)系统 5154232.2跨临界二氧化碳储能(TC-CES)和超临界二氧化碳(SC-CES)储能系统 5278692.3液态二氧化碳储能(LCES)系统 799862.4耦合其他能源系统的二氧化碳储能系统 8126143二氧化碳储能系统关键技术 11210774二氧化碳储能技术的发展前景 11127425结 论 11随着生态环境破坏与资源约束的矛盾日益突出，大力开发可再生能源已成为解决我国能源安全和环境污染问题的主要手段[1-2]。截至2021年底，我国可再生能源发电装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。其中，风电和光伏发电装机分别达到3.28亿千瓦和3.06亿千瓦[3]。相关机构预测，到2050年，可再生能源在我国能源体系中占比有望达到78.0%[4]。但可再生能源特别是风电和光伏发电具有明显的波动性、周期性和不确定性等不利因素[5]，其大规模并网不仅给电网系统带来前所未有的挑战，也造成了巨大的能量浪费。因此，开发规模化高效储能系统已经成为学界和社会的重要共识[6]。储能系统可以周期性储存多余电量，并在用电高峰时进行释能发电，不但是实现可再生能源发电规模化接入、平滑持续电力输出、调峰调频的重要手段，而且可以提高电网输配电侧的整体效率、安全性和经济性。目前，已经实现商业应用的兆瓦级、长时间储能技术主要有抽水蓄能和压缩空气储能。其中，抽水蓄能(pumpedhydrostorage，PHS)已装机比例最大，应用较为成熟，但存在着选址困难、建设周期长、初期投资大、破坏生态环境等客观问题[7]。压缩空气储能(compressedairenergystorage，CAES)具有规模大、灵活性强等特点，一般循环效40%～70之间，被认为具有较大的发展潜力[8]。传统CAES系统需要外加燃气补热装置，且一般借助地下洞穴、盐穴、岩层等特殊的地理环境[9]先后提出了先进压缩空气储能系统(AA-CAE)0]、超临界压缩空气储能系统(SC-CAE)1]、液态空气

储能系统(LAES)[12]等第二代压缩空气储能系统，一定条件下摈弃了地理条件限制，减少了化石燃料的使用，对环境更为友好。但是，AA-CAES系统依赖高压容器或地下储气库，导致其储能密度相对较低(一般为1.5～10kWh/m3)、主要设备体型较大；SC-CAES系统和LAES系统存在超临界空气蓄冷液化过程，且空气液化温度一般为-196℃，导致系统冷㶲损耗较大，从而影响其整体性能的进一步提升。度，相关学者提出了以O2为工质的二氧化碳储能29a和47a和-140.5℃)容易达到，无毒、不易燃、安全等级为A，且超临界二氧化碳(S-C2)具有优良的热力耗也相对较低[13-14]。基于常规储能设计参数，表1展示了不同压力和对应温度下空气和2的密度大O2于空气，其中液态储存时最高，从而使得CES系统具有较高的储能潜力。表1空气和CO2储存密度对比Table1ComparisonofairandCO2storagedensity储能工质名称压力/MPa温度/℃密度/(kg/m3)状态13011.52气态1空气10-19630887.49283.74液态超临界态2030269.81超临界态13018.35气态1-401117.20液态CO2 1040628.61超临界态2040839.81超临界态本文首先介绍了CES系统的工作原理及主要特点，指出了CES系统的主要性能评价指标，然后基于CES系统的发展历程，分析了不同CES系统方案的技术特征和研究现状，总结了CES技术的关键技术、主要方向和技术挑战，最后展望了CES技术的发展前景。二氧化碳储能系统概述工作原理二氧化碳储能是在压缩空气储能和Brayton循环的基础上提出的，以CO2作为储能系统工作介质，通过多级绝热压缩、等压加热、多级绝热膨胀和等压冷却等过程实现，但由于CO2工质特殊性，系统为封闭式循环，系统设备和参数设置也和压缩空气储能有较大差异。

图1展示了二氧化碳储能系统的工作原理，系统主要由高、低压储罐，压缩机，透平和蓄热蓄冷单元组成；蓄热蓄冷单元主要包括再冷器、再热器、蓄热罐和蓄冷罐。其工作原理可分为储能阶段液态O2经过蓄冷换热器吸热气化，再经过(多级将超临界状态2储存在高压储罐中，即将电能以热能和势能形式储存；释能时，高压储罐中的超临界2经过再热器升温，再进入透平中推动透平发电，同时再将再热器出口的低温蓄热介质冷量储存在蓄冷罐中，末级透平出口的O2再经过冷却器和蓄冷换热器冷却至液化状态，最后储存在低压储罐，即将热能和势能转化为电能输出。图1二氧化碳储能系统原理图Fig.1SchematicdiagramofcarbondioxideenergystoragesystemCES系统一般采用压缩热回收利用代替传统CAES系统中的燃料补燃，避免了对化石能源的依赖；同时设置压缩机与透平分布，从而能够灵活控间；CES储能压力可达～5MPa[，同时通过中间冷却和中间再热使压缩机和透平近等温运行，提高了系CES

efficiency,RTE)和储能密度(energystoragedensity，ESD)[14]。RTE反映了储能系统同一周期内储能和释能过程的能量转化与平衡关系。如式(1)所示，RTE为储能时系统输入电能和释能时系统输出电能之比，与压缩机、透平功率和储释能时间相关。如果系统设置补燃设备，还需要考虑消耗热能的输入，一般按燃气按折合系统0.39考虑[15]。

RTE=WoutWin

(1)主要性能评价指标对于压缩气体储能系统，最能反映系统储能特性的评价指标主要有系统循环效率(roundtrip

ESD储能容量的大小，也可称为单位体积发电量(energygeneratedperunitvolume，EVR)。如式(2ESD为系统输出电能和储存设备总容积之比，由于超临界CO2和液态CO2密度远大于空气，所以二氧化碳储能系统的储能密度具有较大优势，使得系统工质储存容积和设备成本显著降低。W

二氧化碳电热储能系统在蓄热端进行显热交换，CO2处于单相区；在蓄冷端进行潜热交换，CO2处于两相区。因此，系统换热过程具有较好的热匹配性。由于液态水的高热容、高流动性特性，且成本极低，相比于其他常见蓄热介质(表2[16])，在ESD= outVH+VL

(2)

储能系统蓄换热过程中被广泛使用。((ntHL二氧化碳储能技术研究现状

表2蓄热介质性能对比[16]Table2Performancecomparisonofheatstoragemedium二氧化碳电热储能(TE-CES)系统

性能 水

砂砾岩石

导热油

相变材料比热容4.1810.831.67比热容4.1810.831.672.12/[kJ/(kg·K)]比潜热———253.0/[kJ/(kg·K)]

作为工质并应用于储能系统最早是2012年由瑞士洛桑埃尔科尔理工大学的Morandin教授[15]提出，他设计了一种基于热水蓄热、冰浆蓄冷的二氧化碳电热储能(thermo-electricalcarbon密度/(kg/m3)10001680900780eystorageTE-CE)系统，并基于换单价/(USD/kg)0.00050.0312热器网络编写了系统优化算法。如图2所示，该系统的工作原理是：在储能过程中，电能驱动热泵系统压缩机将CO2压缩至超临界态，并将CO2内能通过蓄热罐进行储存，即将电能以热能形式储存；在释能过程中，CO2吸收蓄热器热能，再进入膨胀机做功，即将热能转化为电能输出。图2二氧化碳电热储能系统原理图Fig.2Schematicdiagramofthermo-electricalcarbondioxideenergystoragesystem

基于上述系统，韩国学者Kim等[17]分析了压缩机、膨胀机效率、压力比、冷热罐流量等参数对系统循环效率的影响，发现热罐中水的质量和温度越高，等温TES系统的循环效率越高，系统最大循环效率可达74.5%；等温膨胀的压力比可以在最高循环温度下充分提高，且内部耗散造成的㶲损失低于等熵情况。瑞士苏黎世Ewz公司于2013年建设了AuwiesenAuwiesen(220kV/150kV)Aubrugg(150kV/22kV)两座变Auwiesen1MW，储能时间6h，释能时间3h，最大循环效率40%～45%，二氧化碳循环压力在3～14MPa，储热温度最高120℃，储热罐总容量达上千立方米[18]。跨临界二氧化碳储能(TC-CES)和超临界二氧化碳(SC-CES)储能系统2学院工程热物理研究所杨科等[19]提出了以CO为工质的压缩二氧化碳储能系统。根据系统透平出口压力，可具体分为跨临界二氧化碳储能(transcriticalcarbondioxideenergystorageTC-CES和超临界二氧化碳(supercriticalcarbondioxideenergystoragesystems，SC-CES)储能系统，若透平出口压力低于临界压力称为TC-CES系统，若高于临界压力则称为SC-CES2统的研究相对较多，主要研究机构包括中科院工程热物理所、华北电力大学、西安交通大学、华中科技大学等，但主要还停留在系统理论设计和性能分析阶段。北京大学Zhang等[20]研究了基于热水蓄热的跨临界和超临界压缩二氧化碳储能系统。如图3这两种系统本质上没有区别，TC-CES系统相较于SC-CES压储罐中的液态O2在进入压缩机前完全气化，而SC-CESO2

可直接进入压缩机。研究发现系统以1MW释能功率输出时，跨临界运行2工质流量为82kg/s，.6kWh/；超临界运行2工质流量为.9kg/s，循环效率为，㶲效率为.8，储能密度为3kWh/3。结合文献[21-22的研究结果，图4对比了传统CAES、AA-CAES、TC-CES和SC-CES系统在释能功率均为1MW工况下的循环效率和能量密度数据。可以发现，TC-CES的循环效率高于传统CAESAA-CAES，其储能密度均高于图3TC-CES系统和SC-CES系统原理图Fig.3SchematicdiagramofTC-CESsystemandSC-CESsystem图4不同CES和CAES系统性能对比Fig.4PerformancecomparisonofdifferentCESandCAESsystemsCAES和AA-CAES；而SC-CES的循环效率最大，且其储能密度远高于其他三种系统。因此，虽然SC-CES比CAES用于释能过程中透平存储出口O2对于SC-CES系统此时2仍处于超临界态)，但由于其工质整体储存容积需求较低，所以仍具有较高的储能密度。由于二氧化碳储能系统高压侧压力较大(一般为10～25MPa)，因此对于高压侧储存容器提出了较严苛的要求，一般性钢制压力容器往往不能满足

碳封存技术，采用地下储库(硬岩穴、盐穴、废弃煤矿井、咸水层、海下等)储存高低压二氧化碳。华北电力大学刘辉[23][24]、郝银萍[25]分别对使用地下双储气室的二氧化碳储能系统进行了研究。其中，文献[25]提出了一种基于地下储气室的跨临界二氧化碳储能系统，如图5、6所示，系统分别以1700m深和100m深的地下咸水层作为高低压储气室，同时使用热泵系统储热，提高了储热温度。研究结果显示，RTE、储能效率及储热效66.00%、58.4146.11%，此外，探研究还验证了以水为蓄热介质时系统性能最佳。图5TC-CES系统地下储气室Fig.5UndergroundgasstorageofTC-CESsystem图6基于地下储气室的TC-CES系统原理图Fig.6SchematicdiagramofTC-CESsystembasedonundergroundgasstorage液态二氧化碳储能(LCES)系统针对跨临界、超临界二氧化碳储能系统需要耐高压储存设备且储能密度相对较低的问题，有学者

提出一种液态二氧化碳储能(liquidcarbondioxideenergystorage，LCES)系统，即将高压侧和低压侧CO2均以低压液态(0.5～1.0MPa，-56～-40℃)形式储存，密度大于1000kg/m3，极大地降低了存储压力，且不受地理条件限制，还可以显著降低压力容器加工制造成本，提高了二氧化碳储能系统在空旷的荒漠、高原等可再生能源聚集地区的运行安全性[26-27]。此外，关于液态空气储能技术的研究也证实了液态工质储能系统在实际工程应用的可行性[28-30]。西安交通大学Wang等[31]提出了一种结合ORC的液态二氧化碳储能系统。如图7所示，该系统由压缩机、透平、蓄热器、蓄冷器、储罐和液体泵组

成。储能时：罐2中的液态CO2经过稳压阀和蓄冷器吸热气化，进入压缩机被压缩，然后通过蓄热器储存压缩热，再经过水冷液化储存到罐1中。释能时：罐1中的液态CO2通过液体泵增压，再进入蓄热器和透平吸热做功，然后经过蒸发器和蓄冷器冷却液化，回到罐1储存，温度可达-56℃，高于LAES系统液化温度，降低了系统冷损。研究结果显示，该系统的循环效率可达到56.64%左右，储能密度为36.12kWh/m3，高于AA-CAES系统和其他二氧化碳储能系统。图7结合ORC的液态二氧化碳储能系统原理图Fig.7SchematicdiagramofliquidcarbondioxideenergystoragesystemcombinedwithORCLCES系统在压缩后也可以采用节流阀或液体膨胀机通过节流效应进行液化，但由于节流过程仍有部分O2不能液化，所以需要配置气液分离器并将气态O2返回压缩机继续压缩液化，这种系统可以避免外设低温冷却系统。吴毅等[32]设计的一种采用液态膨胀机的液态二氧化碳储能系统如图8所示，该系统在高压侧的储能过程和释能过程分别采用液体膨胀机和低温泵控制储能压力和释能压力。通过热力学分析和多目标优化，发现该系统最佳释18.37。但由于存在膨胀机功损失，意味着这个系统还有很大的改进潜力。应当注意的是，虽然LCES系统解决了压力容器的加工制作和运行安全问题，提升了系统整体储能密度，但由于其一般需要将CO2冷却液化的换热量通过蓄热系统回收并用于膨胀过程中CO2的加热

气化，所以引入了另一套较复杂的蓄热蓄冷系统；此外，低温液体泵功耗和低温CO2耗散也成为制约LCES系统循环效率的重要问题，因此LCES系统的循环效率一般略低于其他CES系统。耦合其他能源系统的二氧化碳储能系统二氧化碳储能系统不仅具备CAES系统的功能特性，可将风电、光电等间歇能源“拼接”起来，保障新能源的持续电力输出[33]；还可以和CCS[34]、液化天然气(LNG)[35]等多种能源系统耦合，实现二氧化碳储能的多场景应用和效率提升。[33]系统，如图9400℃LCES图8采用液体膨胀机的液态二氧化碳储能系统原理图Fig.8Schematicdiagramofliquidcarbondioxideenergystoragesystemusingliquidexpander图9利用太阳能光热系统补热的LCES系统原理图Fig.9SchematicdiagramofLCESsystemwithsolarphotothermalsystem基于CCS技术的快速发展，如何合理应用地O2S整体经济成本受到相关学者关注。文献[34]提出了一种结合废旧矿床存储二氧化碳的二氧化碳储能(CES-CCS)系统。如10所示，该系统的工作原理是将电厂捕获的O2经过多级压缩机压缩，当达到储能压力时，O2存储过程停止，多余的O2通过注入井进行地下封存或驱油，释能时2再进入多级透平做功发电，出口O2通过废弃洞穴暂存。通过热力学分析21.9MPa高RTE为53.75%47/吨

2此外，液化天然气(LNG)冷能利用也为LCES提供了一个较好的发展方向。由于LNG必须气化升温后才能供用户使用，LNG从-162℃升至常温能够释放约830kJ/kg的冷能，然而目前LNG冷能浪费严重[36]。因此，Zhao等[37]提出了一种耦合LNG的LCES系统，如图所示。该系统在常规LCES系统外加入LNG冷能利用子系统和燃烧子系统，采用G液化低压，加热后的G图10CES-CCS系统原理图Fig.10SchematicdiagramofCES-CCSsystem图11耦合LNG的LCES系统原理图Fig.11SchematicdiagramofLCESsystemwithLNG供给用户，一部分进入燃烧室中燃烧，以提高透平进口温度。结果表明，该系统充电时间为2.02h，恒压和变压放电时间为3.64h和2.88h，恒压模式下的循环效率为64.96%，而变压模式下的循环效

率可达67.37%。该系统为解决我国东南沿海LNG冷能利用问题提供了有效方案，但由于过程中需要燃烧化石燃料，所以需要对系统整体净碳排放效果进行详细评估。二氧化碳储能系统关键技术作为一种较前沿的物理储能技术，二氧化碳储能在热力学循环构建理论、CO2临界转换特性、系

统动态运行控制策略、关键设备设计开发和高性能材料选择等方面需要攻克的关键技术还有许多，也面临着诸如设备加工制造、系统应用等技术挑战，如表3所示。表3二氧化碳储能研究方向、关键技术和挑战Table3Researchdirection,keytechnologiesandchallengesofcarbondioxideenergystorage研究方向理论设计及优化CO2临界转换特性系统动态控制策略高性能材料

关键技术热力学循环构建理论、协同优化设计S-CO2临界转换物性及高效换热机理负荷需求侧动态响应及时性控制策略蓄换热子系统传热传质机理和设备开发高性能、长寿命、耐压材料应用与加工

主要挑战系统设计及优化方法、实验验证发电动态响应、稳态运行、并网整流、安全保护等高效动力旋转机械设计、试验和加工压力容器、阀门、管道等耐压材料开发二氧化碳储能技术的发展前景我国对压缩空气储能技术的研究虽然起步较晚，但随着国家政策支持和相关成果落地，已经实现了从技术追赶到技术领先的重大转变。同时，二氧化碳储能作为一种新型压缩气体储能技术，凭借其储能工质物性优良、系统性能稳定、流程设备紧凑等优势，近年来已经成为国内外相关学者的研究