楚 攀，賈 斌，王 蕊，樊澤國

（中國能源建設集團廣東省電力設計研究院，廣東 廣州 510663）

內蒙古自治區(qū)是我國風能資源豐富的地區(qū)之一，具備大規(guī)模開發(fā)風電的自然條件，技術可開發(fā)量約3億千瓦，約占全國風能資源儲量的30%以上，居全國首位。全區(qū)年平均風速3.2 m/s，年平均風能功率密度 100～200W/m2，年平均可利用小時數4000～7800 h，年最長連續(xù)無有效風速小時數小于100 h。截止2012年底，內蒙古自治區(qū)西部電網總裝機容量4500萬千瓦，其中風電裝機容量980萬千瓦，光伏裝機容量31萬千瓦，在建的抽水蓄能電站120萬千瓦。2011年蒙西風電上網電量為128億千瓦時，2012年蒙西風電上網電網為174億千瓦時（占總上網電量的 17.3%）。“十二五”期間計劃建設總容量1億千瓦，其中風電3300萬千瓦，屆時風電的裝機容量占比將達到30%以上[1]。

由于風電具有與常規(guī)電源完全不同的特性，且風資源豐富的地區(qū)通常都位于電網的末端，電網網架結構相對薄弱，電網對接納風電和消除風電不穩(wěn)定性對電網影響方法單一，風電快速、大規(guī)模的發(fā)展使得電網消納風電的困難更加凸顯，嚴重阻礙了風電的健康快速發(fā)展，也使得風電開發(fā)建設遇到了前所未有的發(fā)展瓶頸。一方面內蒙古自治區(qū)本身電網容量小，無法滿足包括風電機組在內的發(fā)電設備對上網負荷的需求；另一方面，在內蒙古漫長的供暖季（每年10月15日至次年4月15日），為了保證居民供熱，火電機組“以熱定電”，整個內蒙古電網可用的調峰余量更加有限，會出現大規(guī)模風電場棄風現象，尤其是在風電出力較大的后半夜（0：00—6：00），棄風的風電裝機容量達到50%～80%。大規(guī)模的風電棄風造成風電這種綠色的可再生能源的大量浪費。據不完全統(tǒng)計，2012年全國棄風電量約200億千瓦時，僅內蒙古棄風電量就達26億千瓦時。

隨著風電在“十二五”期間的持續(xù)發(fā)展，風電的并網安全問題將越來越嚴峻。既要滿足風電的上網需求，同時又要保證電網的安全穩(wěn)定運行，成為電力工作者面對的一個難題。電網的調峰能力在某種程度上決定了風電的上網負荷。目前，我國主要采用火電來平衡風電大規(guī)模并網。但大規(guī)模頻繁采用并不可行。原因在于頻繁增減火電廠出力，將破壞燃煤電廠發(fā)電系統(tǒng)，降低發(fā)電效率，縮短設備使用壽命。特別是“十二五”期間風電快速發(fā)展，僅僅采用火電平衡風電的方式已經難以滿足風電的發(fā)展需求。

內蒙古地區(qū)為了應對大量的風電并網，在呼和浩特市建造了一座抽水蓄能電站，但目前運營情況并不理想。在內蒙古風力資源豐富的地區(qū)，適合建造抽水蓄能電站的地點很少，大部分地區(qū)的降水量小于蒸發(fā)量。因此，大規(guī)模壓縮空氣儲能成為內蒙古儲能系統(tǒng)頗具競爭力的風電/儲能解決方案[2-3]。

1 蒙西地區(qū)風電出力特性分析

1.1 風電出力相關性分析

風電場與常規(guī)發(fā)電廠有很大的不同，首先風電場的出力受風的影響是隨機波動的，在絕大多數情況下低于其裝機容量；其次，一個地區(qū)可能存在多個風電場，即一個地區(qū)風電場的分布是分散的；第三，一個風電場往往由數十臺、上百臺甚至數百臺風電機組組成，每臺風電機組的容量很小，分布范圍很廣，即風電場內風電機組的分布也是分散的。由于風電場出力隨機性、風電場和風電機組分布的分散性，有必要研究內蒙古不同風電場之間的相關性。圖1給出了內蒙古各盟市風能區(qū)月平均出力水平。由圖1可以看出，內蒙古各盟市風電月平均出力變化規(guī)律基本相同。1月份風電出力較低，2～5月份開始增加，進入夏季后風電出力開始降低，6～9月份處于較低水平。10月份開始增加，12月各盟市的風電平均出力在裝機容量的50%以上。但巴彥淖爾地區(qū)的風電月平均出力變化稍有不同，該地區(qū)從10月份至次年3月份，風電出力都維持在較高的水平（50%以上），這段時間與內蒙古地區(qū)的供暖季相重合。

圖1 內蒙古各盟市2010年風電月平均出力[4]Fig.1 The monthly average load of wind power in Inner Mongolia at 2010[4]

1.2 風頻及風電功率輸出特性

表1給出了內蒙古各盟市風電綜合出力大于總裝機容量的90%和小于10%的情況在各月的概率分布。可以看出，各個盟市的風電大出力和小出力分布規(guī)律較為類似，風電的大出力時間都主要集中在3～5月份以及10～12月份，累計概率超過了73%；而風電的小出力時間主要集中在1～2月份以及5～9月份，累計概率超過60%。稍有不同的是巴彥淖爾地區(qū)，該地區(qū)在1～2月份的時候風電處于大出力狀態(tài)的概率仍較高。可見巴彥淖爾地區(qū)在1、2、10、11、12月這5個月中，都處于大出力時間。而這段時間恰好是內蒙古的供暖季。在供暖季里，為了保證居民供熱而火電機組的調峰容量減小，但此時風電出力反而處于一年中較大的時段。風電的出力變化情況與內蒙古電網的調峰能力形成了“反周期”關系。

表1 各盟市風電大出力和小出力在全年的概率分布Table 1 The probability distribution of big and small load of wind power at Inner Mongolia in the whole year

1.3 典型日風電出力與負荷變化相關性分析

在實際運行中，風電出力和負荷的日變化特性更具有指導意義，等效負荷曲線對其它電源的運行調度有一定的參考價值。由以上分析可知，1、5、8、12月內蒙古風電出力的變化趨勢較為明顯，因此選取了三個月份中的某個典型日的風電和負荷數據進行分析。如圖2所示為幾個典型日的負荷與風電場出力關系曲線，其中圖2(a)和(c)為小出力月份的典型日曲線，圖2(b)為大出力月份的典型日曲線。

由圖2可知，在凌晨負荷需求通常較小，而風電出力在 0：00—6：00往往較大；在白天負荷需求較大時，三個典型日里的風電出力卻較小；16：00—23：00負荷需求較高，此時風電出力水平也相對較高；因此可考慮將后半夜（0：00—6：00）富裕的電力以某種形式儲存起來，在白天用電高峰時刻釋放出來，滿足調峰需求。

圖2 風電出力和電網負荷需求隨時間的變化Fig.2 The variation of wind power load and network load versus time

1.4 風電出力變化統(tǒng)計

根據《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》，對于“裝機容量大于150 MW的風電場，其10 min的功率變化率不得超過100 MW”。各盟市風電出力10 min變化的概率分布如圖 3所示。在大多數情況下，各盟市風電出力10 min的變化量與該地區(qū)風電裝機容量的比值都在±5%之間，概率值基本都在70%左右。這意味著裝機容量不超過2000 MW時，該地區(qū)風電正常發(fā)電時，70%的時間都能入網，浪費30%。當該地區(qū)的裝機容量超過2000 MW時，風電入網概率將降低，小于70%，更多的風電出力將被浪費。

圖3 各盟市風電出力10 min變化的概率分布Fig.3 The probability distribution of the variation of wind power load in 10 min

以上計算考慮的是極端情況，假設所有風機同時感受相同的風速變化，而實際上風電場是布置在一個大面積區(qū)域，對風電機組輸出功率變化具有平滑左右。但即使如此，隨著內蒙古風電裝機容量的不斷提升，如果不加緊建設儲能電站，有效的吸收風電波動功率以平抑風電場輸出功率的波動，風電出力每 10 min的變化對電網造成的沖擊將產生越來越嚴重的影響。

綜上所述，內蒙古地區(qū)的風電特點，從微觀上講（24 h），風電出力與電網負荷需求呈現出一定的“反相關”關系，即風電出力較大時，電網負荷小，而風電出力較小時，電網負荷大。從宏觀上看（12個月），風電出力與蒙西電網的調峰能力呈現“反周期”的關系，即風電出力較大的月份，恰好是內蒙古的供暖季，為了保證供熱，使得整體火電機組的調峰能力降低，電網調峰容量減小，接納風電的能力變差，而在風電出力較小的月份（春、夏），風電出力水平較低，電網調峰容量大，接納風電的能力變強。

在“反相關”和“反周期”特性的雙重作用下，內蒙古各盟市的風電，尤其是巴彥淖爾地區(qū)，在風電出力水平高的供暖季的后半夜，將出現風電場大面積棄風現象，造成了風電這種清潔能源的巨大浪費。為了從根本上解決風電與電網調峰能力、電網負荷需求之間的“反相關”及“反周期”矛盾，加緊建設適當容量的儲能電站成為內蒙古風電富集地區(qū)的迫切需求。

2 CAES電站系統(tǒng)的設計

由于內蒙古地區(qū)風電出力與用電負荷之間的“反相關”與“反周期”特性，使內蒙古的棄風限電情況十分嚴重。2012年，內蒙古全年風電限電比例達到24%左右，在供暖季更為突出，部分地區(qū)達到40%～50%。CAES電站的設計不僅要發(fā)揮其調峰調頻的特長，也要適當創(chuàng)新?；贑AES電站的特點，依據CAES電站的技術原理[5]，盡可能多地消納風電（尤其是后半夜的棄風風電）[6]。據此，針對蒙西地區(qū)某典型風電場的運行特性，設計了完整的小型CAES示范電站，其原則性系統(tǒng)圖如圖4所示。本設計的特點是主輔機設備以國產設備為主。

圖4 CAES電站系統(tǒng)圖Fig.4 The system diagram of compressed air energy storage power plant

2.1 壓縮模塊

壓縮機為四列四級臥式對稱平衡型往復式壓縮機。壓縮機出口壓縮空氣參數為：50 ℃/4 MPa，2.45 kg/s。

壓縮機型號為4M32-159/39-BX，轉速375 rpm，軸功率 1291 kW，電機功率 1450 kW，電壓等級10 kV。四級氣缸直徑1050、620、400、270 mm，四級氣體冷卻器直徑720、520、520、420 mm，冷卻器長度3156、4052、4125、3916 mm，冷卻管長度1980、3052、2330、3275 mm。整個壓縮機模塊包含電動機、空氣壓縮機、稀油站、氣體冷卻器等設備。壓縮機采用空冷型電機，壓縮機冷卻水用量約為80 t/h。

空氣通過自然吸風口進入壓縮機模塊，進入壓縮機之前，需經過過濾器除塵，經過往復式壓縮機四級壓縮，每級壓縮之后設置級間冷卻器，冷卻器采用水冷。經過末級冷卻后，空氣溫度降低至50 ℃，壓力為4.0 MPa，進入儲氣罐。高壓空氣進入儲氣罐后，壓力由4.0 MPa迅速降低為0.1 MPa，空氣經歷絕熱膨脹過程，溫度會有一定程度的降低，空氣中的水蒸氣將凝結。

儲氣罐的充氣模式分為兩種：一種為首次充氣，使其壓力從0.1 MPa升為4.0 MPa，耗時5.187 h；一種為運行充氣，使其壓力從2.0 MPa升為4.0 MPa，耗時2.598 h，最大可發(fā)電時長1.452 h，實際發(fā)電時長1 h，在壓縮過程中的空氣流量為2.45 kg/s，發(fā)電過程的空氣流量為5.4 kg/s。

2.2 儲氣模塊

儲氣模塊采用球罐式壓力容器，球罐容積1000 m3，材料07MnCrMoVR，重量241 t，設計壓力5 MPa，設計溫度100 ℃。

溫度為 50 ℃的高壓空氣在壓縮機的作用下逐漸注入體積為1000 m3的金屬球罐。充氣之前，金屬球罐內的氣體狀態(tài)為 0.1 MPa，20 ℃（常溫），充氣過程中，金屬球罐內的壓力從0.1 MPa逐漸升高到4.0 MPa，溫度從20 ℃上升到50 ℃。為了保證儲氣罐在機組運行過程中的安全穩(wěn)定，儲氣罐的設計溫度暫定為100 ℃，儲氣罐的設計壓力暫定為5 MPa。

2.3 空氣加熱模塊

2.3.1 余熱回收模塊

為了節(jié)省空間，提升換熱效率，本項目中選擇緊湊式板式換熱器作為空氣透平余熱回收的換熱器。熱側煙氣進/出口溫度為220 ℃/90.8 ℃，冷側空氣進/出口溫度為50 ℃/180 ℃；熱側流動阻力損失為11.99 kPa，冷側流動阻力為1.72 kPa；換熱面積為225.9 m2；換熱器總重5135 kg。

為了提升機組熱經濟性，降低機組發(fā)電熱耗，空氣在進入空氣膨脹機之前將經過三個階段的逐步升溫過程。回熱過程為第一階段?？諝鈴膬夤掎尫胖螅涍^減壓閥，將壓力降低至2.1 MPa左右之后，進入回熱器。在回熱器中，吸收熱側由空氣膨脹機排放的高溫尾氣的熱量，溫度從 50 ℃上升至180 ℃，而熱側的高溫煙氣的溫度從220 ℃降低至90.8 ℃。熱側流體的流動阻力為11.99 kPa，冷側流體的阻力為1.72 kPa。熱側煙氣在經過回熱器之后，將進入天然氣預熱器對燃料進行預熱，進一步提升機組的熱效率，減少能量損失，做到能量的梯級利用。

2.3.2 電蓄熱模塊

在蓄熱階段（0：00—6：00），電蓄熱器將風電場的部分棄電轉化成高溫熱能儲存起來。蓄熱時間6 h，蓄熱功率310 kW，電壓10 kV，蓄熱介質溫度高達750 ℃。電蓄熱模塊總重約46 t，其中內置式換熱重約12 t。

經過回熱器的空氣，溫度從50 ℃上升為180 ℃，然后進入電蓄熱器內部的換熱器。在電蓄熱器內部，熱風在變頻離心風機的驅動下，在電蓄熱器的內置換熱器中循環(huán)放熱，將空氣從180 ℃加熱至400 ℃。電蓄熱內部溫度高達750 ℃，經過保溫處理后，24 h的熱量損失小于 3%。在儲能發(fā)電機組的運行過程中，電蓄熱器的高溫段熱量將在1 h內完全釋放，幾乎沒有熱損失，熱效率在98%以上。

2.3.3 補燃模塊

補燃模塊是本項目中的核心部件，負責加熱即將進入空氣膨脹機的熱空氣，將熱空氣從 180 ℃（或400 ℃）加熱至600 ℃。其主要原理是一部分壓縮空氣在燃燒室中與天然氣混合燃燒，生成的高溫燃氣在混合室中與剩余壓縮空氣混合，達到目標溫度。補燃模塊主要由三部分組成，分別為燃料供應系統(tǒng)、燃燒摻混系統(tǒng)及控制系統(tǒng)。燃料為液化天然氣（LNG），儲存于低溫儲罐內，使用時用低溫泵從低溫儲罐內抽取，加壓加溫后進入燃燒器。

低溫儲罐一般采用雙層金屬結構，內罐一般采用低溫不銹鋼材料，如0Cr18Ni9；外罐多采用普通低合金鋼，如 16MnR等。內外罐之間的支撐宜采用在低溫下既有較高強度又有較低導熱系數的低溫玻璃鋼結構。內外罐之間可以采用堆積絕熱或高真空多層絕熱方式，維持中空部分的真空度是至關重要的。首先，抽真空時要確保腔內材料充分放氣，并確保多層材料層間真空度達到規(guī)定要求；其次可在腔內放置吸附劑，或采用添加吸附劑的層間隔熱材料，如填炭紙等，以吸附腔內材料可能釋放出的少量氣體。

壓縮空氣在經歷了回熱電蓄熱過程之后，溫度上升至 400 ℃，隨后將進入燃燒器進行最后的補燃，將溫度提升至600 ℃后進入空氣膨脹機做功。補燃過程是一個復雜的過程，要對溫度進行精確的控制?；?LNG壓縮空氣加熱及控溫系統(tǒng)的總體方案包括 LNG燃料供給系統(tǒng)、燃燒摻混系統(tǒng)、測控系統(tǒng)，系統(tǒng)詳情見圖5。

2.4 膨脹模塊

膨脹機模塊為殼裝結構，由透平、發(fā)電機、齒輪箱和油站（兼底座）組成。模塊采用單層布置。

透平為軸向水平進氣，垂直向上排氣，由于屬于新設計產品，暫無成熟的產品型號。透平進口參數為 600 ℃/2.0 MPa，5.4 kg/s；出口參數為220 ℃/0.102 MPa，5.4 kg/s。透平的軸功率為2150 kW，轉速16800 r/min。

發(fā)電機銘牌功率3000 kW，實際功率2000 kW，電壓10 kV，轉速3000 r/min。

變速箱采用平行軸雙斜齒，速比：16800/3000，將透平和發(fā)電機連接在一起，變速箱高速軸的另一點連接盤車器，低速軸的另一端連接軸頭泵。

膨脹機進口高溫煙氣參數為 600 ℃/2 MPa，5.4 kg/s。高溫煙氣進入透平做功，出口排氣參數為220 ℃/0.102 MPa，5.4 kg/s。膨脹機的軸功率2.15 MW，運行時間1 h。膨脹機排放的煙氣進入回熱器，與溫度較低的壓縮空氣換熱，進行余熱回收利用。經過回熱器冷卻后的尾氣排氣參數為90.8 ℃、5.4 kg/s，再進入LNG預熱模塊，對補燃燃料進行預熱，之后溫度降為 65 ℃，最后進入鋼制煙囪后排放。

圖5 空氣加熱裝置系統(tǒng)圖Fig.5 The system diagram of air-heating devices

為了做到能量的梯級利用，高效利用高溫尾氣的熱量，高溫尾氣先后經過了回熱器與燃料預熱器。膨脹機尾氣排放壓力為102 kPa，當地大氣壓85.7 kPa?；責崞鳠醾鹊牧鲃幼枇^大，為11.99 kPa，天然氣預熱器的流動阻力控制在3 kPa以下，最終的排氣壓力為87 kPa，排氣溫度為65 ℃，稍高于當地大氣壓，可以順利排放。

3 CAES電站系統(tǒng)性能分析

常規(guī)火電廠的發(fā)電效率是很容易通過計算得到的，用發(fā)電機出力/燃料供給鍋爐的總能量即可，但對于 CAES電站來說，情況變得復雜了。因為在CAES電站中，付出的不僅有電能（用來驅動壓縮機），還有化石燃料（對進入膨脹機的空氣進行補燃），而得到的僅僅是電能（膨脹機驅動發(fā)電機）。在這種情況下，試圖通過單一的指標來衡量 CAES電站的運行效率是比較困難的。本文將嘗試從三個方面來對CAES系統(tǒng)進行分析和評價。

3.1 熱耗率

在早期的CAES設計中，并未考慮余熱利用，例如德國的 Huntorf電站[7]，其熱耗率達到 5500～6000 kJ/kW·h。而在美國的McIntosh電站中[8]使用了熱回收裝置，利用膨脹機出口的高溫煙氣用來加熱儲氣室內釋放的空氣，使其熱耗率降至 4200～4500 kJ/kW·h，幾乎是普通化石燃料電廠的一半（熱耗率 8000～9000 kJ/kW·h）。

針對蒙西地區(qū)電網運行特性設計的CAES系統(tǒng)中，由于同時采用了余熱回收系統(tǒng)和獨特的電蓄熱模塊，只需要較少的化石燃料，即可將壓縮空氣加熱至600 ℃。經計算，本工作設計的CAES電站的熱耗為2002.4 kJ/kW·h，為美國McIntosh電廠熱耗率的一半。

3.2 放-充電比

在CAES系統(tǒng)中，我們將發(fā)電機發(fā)出的電能/壓縮機消耗的電能稱作放-充電比，簡寫為CER（the charging electricity ratio）。CER指數考慮了管道和節(jié)流損失以及壓縮機和膨脹機的效率。節(jié)流損失與儲氣室的壓力變化相關。膨脹機的效率在其低壓膨脹部分更為重要，大約有 70%的焓降發(fā)生在這個階段。在本文設計的CAES電站系統(tǒng)中，CER的大小為 0.64。德國 Huntorf電站與美國 McIntosh電站的 CER值均在1.2～1.8[9]。本文中 CAES電站CER值偏小的原因主要與機組容量及運行參數有關。

3.3 全廠發(fā)電效率

對于一個普通的化石燃料電廠來說，系統(tǒng)熱效率計算起來是非常容易的，用“產生的電能”比“投入循環(huán)的燃料熱量”即可。但是對于壓縮空氣儲能電站來說，要計算整個系統(tǒng)的效率就比較復雜了。一方面，部分電能被用來驅動壓縮機；另一方面，部分化石燃料被用來加熱高壓空氣，而得到的是純粹的電能。因此只使用一種評價指標來計算壓縮空氣儲能電站的熱效率是不足的。目前有以下幾種評價指標。

式中，η為全廠發(fā)電效率；ET為膨脹機對外做的功；EM為壓縮機在壓縮過程做的功；EF為補燃燃料所攜帶的熱能。針對本工作設計的CAES電站，經計算，η=46.7%。這種計算方法并未考慮電能與熱能在能量品質上的差異，其實是不合理的。

式中，η為全廠發(fā)電效率；Tη為某火電廠發(fā)電效率，此處取0.4；ET代表膨脹機對外做的功；EM為壓縮機在壓縮過程做的功；EF為補燃燃料所攜帶的熱能。針對本工作設計的CAES電站，經計算，η=22.4%。這種計算方法認為驅動壓縮機的電量來自火力發(fā)電廠，并不適應于本工作中基于風電廠而建設的CAES電站。

式中，η代表全廠發(fā)電效率；ηT代表某火電廠發(fā)電效率，此處取0.4；ET代表膨脹機對外做的功；EM為壓縮機在壓縮過程做的功；EF為補燃燃料所攜帶的熱能。針對本工作設計的CAES電站，經計算，η=56.1%。這種方法將CAES電站的投入和產出都轉化為電能，使之與其它形式儲能電站的發(fā)電效率具有了可比性。其中ηT不僅可以是火電廠的發(fā)電效率，也可以用其它電源的發(fā)電效率來代替，具有一定的靈活性。這種全廠發(fā)電效率的計算方式是較為合理的。

式中，η代表全廠發(fā)電效率；Tη代表某火電廠發(fā)電效率，此處取0.4；ET代表膨脹機對外做的功；EM為壓縮機在壓縮過程做的功；EF為補燃燃料所攜帶的熱能。針對本工作設計的CAES電站，經計算，η=49.5%。這種計算方法與式(3)計算方法的原理相同，不同之處是將補燃的化石燃料轉化的電能從最終發(fā)電量中減掉，而上一種計算方法將補燃的化石燃料轉化的電能與驅動壓縮機的電能一起視為CAES系統(tǒng)投入的能量。

綜上所述，式(1)的算法對電能與熱能的品質不加區(qū)分，直接計算發(fā)電效率，是不合理的。式(2)的算法將高品位的電能轉化為低品位的熱能，按照化石燃料發(fā)電廠的發(fā)電效率計算方法進行計算，得到了較低的全廠發(fā)電效率，也是不合適的。式(3)、式(4)的算法將CAES系統(tǒng)在運行過程中的化石燃料通過合理的轉化比變?yōu)橐欢〝盗康碾娔?，將全廠發(fā)電效率的計算轉化為“投入/產出比”，使CAES電站與其它形式的儲能電站具有了可比性，是較為合適的全廠發(fā)電率計算方法。

4 結 語

通過對內蒙古地區(qū)風電出力特性與蒙西電網用電負荷的綜合分析，得出了內蒙古地區(qū)風力發(fā)電的“反相關”與“反周期”特性?；诖?，設計了2 MW級CAES示范電站，并對CAES電站系統(tǒng)進行了深入的研究和分析，結果如下。

（1）2 MW級CAES示范電站在工程技術上是可行的。

（2）2 MW 級 CAES示范電站的設計熱耗為2002.4 kJ/kW·h，此項指標優(yōu)于目前世界上商業(yè)化運營的兩座壓縮空氣儲能氣電站——德國Huntorf（熱耗 5870 kJ/kW·h）和美國 McIntosh（5780 kJ/kW·h）。熱耗低的主要原因是因為充分利用了夜晚棄風電所產生的熱量，同時，由于選擇了適合的回熱器和預熱器，利用空氣膨脹機尾氣先后加熱了低溫壓縮空氣及低溫天然氣（補燃的燃料），實現了能量梯級利用，有效降低了機組熱耗。

（3）2 MW級CAES示范電站設計的放-充電比為0.64，低于國外的正常水平（1.2～1.8）。主要原因是本項目的容量較小，運行參數低，并且沒有形成一定的規(guī)模優(yōu)勢。同時，儲氣壓力較低，金屬壓力容器中單位體積所儲存的能量有限。

（4）2 MW級CAES示范電站設計的發(fā)電效率為56.1%，低于國外同類型電站的 66.3%。主要原因還是受規(guī)模影響。儲氣量小，且儲氣壓力低，導致配套的往復式壓縮機組效率不高，壓縮時的耗功較多。儲氣壓力低也意味著同樣容積下儲存的高壓空氣量少，單位體積的壓能低，做功能力差，導致空氣膨脹機的輸出功較少。運行壓力，也影響了空氣膨脹機自身的效率。種種因素綜合起來，導致了本工程的能量轉化效率不高。德國Huntorf的儲氣容積為310 000 m3，儲氣壓力為66 bar（1 bar=100 kPa），機組運行壓力為48 bar，機組功率為110 MW。美國McIntosh的儲氣容積為560 000 m3，儲氣壓力為74 bar，運行壓力為45 bar，機組功率為280 MW?？梢姡笕萘?、高參數、大功率的配置，保證了整個熱力過程的高效率。

[1] 內蒙古自治區(qū)能源開發(fā)局.內蒙古自治區(qū)“十二五”電力工業(yè)發(fā)展規(guī)劃[EB/OL].[2013-08-19].http://www.nmgjxw.gov.cn/cms/tzghfzgh/20110228/3686.html.

[2] 內蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會.內蒙古自治區(qū)“十二五”能源規(guī)劃[EB/OL].[2013-08-19].http://www.nmgjxw.gov.cn/cms/tzghfzgh/20110228/3686.html.

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