核电+储热或可有效提高出力保障电力供应
发布者:chplaza | 来源:能源思考 | 0评论 | 285查看 | 2019-10-22 17:03:17    

“低碳电力改变了能源经济。核能、风能和太阳能的基建成本高,运行成本低,如果这种技术在部分负荷下运行,能源变得非常昂贵;半负荷运行,能源生产成本翻一番”。美国麻省理工学院(MIT)核科学与工程系首席研究科学家、能源部(DOE)氟盐冷却高温堆综合研究项目首席研究员查尔斯·弗斯伯格(Charles W.Forsberg)认为,摆脱经济“困境”,“储热”是古老、传统、已商业化的出路之一……


风能和太阳能装置不可调度,意味着每当刮风或阳光灿烂时,即使电价很低,运营商也尽量利用这些装置多发电。过去几年,在欧洲、美国、日本和中国,这种收入暴跌日益成为现实,而且在不久的将来,会对这种资源的扩张造形成拖累。


电力行业的这种改型,对核电的冲击非常严重。现有的大多数轻水堆(LWR),是以可靠的价格为提供稳定基荷电力而建造的,不适应太阳能和风能电力固有的波动性和可变性。在某些电力市场上,在一年中的某些时段,下午早些时候到傍晚,净载荷(电力需求与不可调度的风能和太阳能设备提供的电力之间的差额)可能激增数十亿瓦,从来没想用核电机组应对这样的波动。


通常解决这类问题的办法是储能。风能和光伏发电系统发电与储能技术,如蓄电池或抽水储能相结合。电力生产过剩的时候储能,在电价高时转换成电力出售。


然而能源也可以热的形式储存。集中太阳热发电场的设计目的即在于储热,以便太阳下山后发电。不过,储热也应引起核电厂经营者的兴趣。减少温室气体排放的政策目标创造激励,为使尽可能多的可变太阳能和风能上网,核能和储热相接合,是核电厂的一条出路——从最初提供基荷电力供应商,变为给电网提供可变电力、最终成为电力的买家和卖家。


轻水堆增加储热,是以太阳能、风能和核能为基础,使之成为无碳电力工业的技术。而且可在不影响现有核电站运行的情况下完成这一任务。


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图:奥地利多瑙河畔克雷姆斯的集中供热塔热容量2GWh


电网规模的潜质


可变电储热是个古老的技术。第一个用于电力生产的大规模储热系统是1929年在柏林建造的夏洛滕堡电站蒸汽蓄热器。整个蓄热器系统由16个储罐组成,每个储罐的直径为4.3米,高度为20米。在电力需求低的时候,从燃煤锅炉抽蒸汽给储罐充汽;在电力需求高时,蓄热器释放的蒸汽驱动汽轮发电机,峰值发电5万千瓦(50MWe)。


从那时起,储热能力已扩大到电网规模。今天,与集中太阳能发电系统相结合的储热系统,容量超过百万度(GWht),可在太阳落山后电价较高时发电。


与此相反,蓄电池储能设施的规模仅限于几千度(MWh)。美国能源部(DOE)设定的长期成本目标反映了每种技术的潜力。蓄电池储能的目标是达到电力储能容量每度电150美元($150/kWh),再加上同样数量的电力转换装置以及其他连接电网必要的系统。如果一个蓄电池储能系统可达到这个目标,将使电力成本增加一倍以上。


相比之下,DOE在集中太阳能电场的储热目标是每度电15美元($15/kWh)。储热比储电能便宜得多。


能与核电厂连接的储热技术可分为六类,每一类都处于不同的准备部署状态。由于市场的差异,不大可能出现单一的技术。


一个大规模的太阳能市场有个低价和高价电力的日循环,而大规模风力发电市场则会出现连续数日的低电价周期。


六类技术中,可以认为两类近期内可行:储蒸汽和储液态显热。


蒸汽储罐是几乎充满水的压力容器,通过注入蒸汽加热到饱和温度,热能转为高温高压水。需要蒸汽时,打开阀门,某些水闪蒸为蒸汽,送给汽轮发电机或给水加热器发电,剩余的水温度下降。


要牢记,这项技术已商业化,1929年就已部署在德国夏洛特堡,而且已部署在几个集中太阳热电场。它的优点是比其他任何储热系统的响应速度都快,使之非常适合需要快速上升、适应高度可变的可再生能源。


储显热在某些方面类似于蒸汽储罐。它包括用蒸汽加热第二种流体(不是水),在常压下储热流体,并在稍后用此流体提供热能产生蒸汽,然后将蒸汽输送给汽轮发电机。许多集中太阳热发电系统将热能储在装热盐罐或热油罐内,以便太阳落山后通过蒸汽循环发电。


美国西屋公司(Westinghouse)已开始为轻水堆开发一套显热储能系统。在该系统中,蒸汽加热低压传热油,然后将热量转入储热模块,其中垂直的混凝土板是主储热介质,而不是传热油。用混凝土,因为它是比石油更便宜的储热介质。热油通过混凝土板之间的狭窄通道流动。回收热能,油的流向相反。用热油产生蒸汽,既可以用于反应堆的主汽轮发电机,也可以用于单独的电力系统,或者作为给水加热器的部分蒸汽替代品。


液态空气与固体岩石


另外四个概念显示轻水堆储热的巨大潜力,但没有一个已准备好投入使用。例如,低温空气储能系统以液化空气的形式储热,即液化的空气可以储存在类似于储存液化天然气的设施内。电价低时,液化空气;有电力需求时,利用核电厂冷却水的低温热能加热,然后用反应堆的蒸汽进一步加热,压缩液态空气,并通过空气涡轮发电机排入大气。这种技术与低LWR相结合,估算的双程热效率超过70%。


低温空气储能的显著特点是基荷峰值的输出功率高于其他储热系统。目前英国正在运行一个与生物燃料发电厂连接的试验设施,但要优化为核电厂的系统,还需一段时间。


另一个概念是将热量储存在大量破碎的岩石中。这个概念很简单,并且具有渐增储热成本最低的特点。为了给系统充热,用反应堆的蒸汽通过热交换器加热空气,然后热空气通过碎石循环、吸收热量并可提升到任意高温。提取热能,空气流动反向,将热能从岩石输送给热交换器,为汽轮发电机产生蒸汽。


正在为世界各地的集中太阳热发电系统的几个中试装置开发这种储热技术。热输入是太阳能发电塔的热空气。此外,德国西门子公司正在开发一种变体,用于风能系统,靠电阻加热器产生热空气。


可以不用蒸汽产生过热空气,而是用蒸汽直接加热鹅卵石或其他固体物资。这种填充床储热系统就是个充满鹅卵石的压力容器,顶部有个蒸汽阀,底部有出水口,热以显热的形式储存在卵石中。蒸汽注入卵石床,系统储热。冷的鹅卵石受热,会有凝结水从容器底部流出。储热周期结束,所有的鹅卵石都是热的,而且热水填满容器底部的空隙。要使系统排热,则在容器底部注水,热卵石产生的蒸汽向上,从顶部排出。


虽然这项技术还处于实验室开发的早期阶段,但理论上的往返效率应当很高,因为在热交换器内没有遭受损失,逆流模式下运行,最热的卵石产生最热的蒸汽。


也许最长期的储热方法涉及地质构造。在地热储热系统中,反应堆的蒸汽加热水,然后注入地下储层;这些水以后抽出,用于传统的地热发电厂发电。


这一概念源自石油工业,用于重油开采的蒸汽和热水注入系统以及标准地热发电系统,但还处于开发的早期阶段,只完成了有限的研究。即便如此,很明显,这项技术的一个独特之处在于,它可以极低的成本提供季节性储热。


不幸的是,没有办法“隔绝”地下深处的岩石,所以损失不可避免。减轻损失的唯一办法是增大储热容量。事实上,地热储能系统的储热容量必须大于10万千瓦-年(100MW-y),才能超越季节时程,保持足够的热能。


附加硬件(设备)


轻水堆与储热系统连接,就能像设计的那样满功率运行,同时满足太阳能和风能可变性驱动的电力市场的需求。电力价格较低的时候,反应堆的某些蒸汽释放给储热系统,但主汽轮发电机仍联网承担部分负荷,以便需要时迅速返回满功率发电。电价高时,反应堆的所有蒸汽送汽轮发电机,储存的热能(通常为蒸汽)送回汽机大厅,既可供汽轮发电机,也可供蒸汽系统的给水加热器。


现有的许多核电厂,汽轮发电机有5-10%的容量裕度,可以容纳储热系统适量的附加蒸汽。另一方面,新电厂可在设计上考虑储热。这样的机组就可利用现有的技术,构建得基荷容量在30-130%之间波动。在多机组核电厂增加第二台汽轮发电机用于峰值发电,特别有吸引力,因为可以最小的基建成本安装一台相对大的汽轮发电机。


或许更有意义的是,增加一台辅助蒸汽锅炉,用天然气或生物燃料,在储热耗尽时提供最高的蒸汽能力。


这样的辅助系统,每年使用的时间或许不超过100小时,但它相当便宜。估计这样的蒸汽锅炉,成本在$100-300/kWe,而且能使电厂提供确定的发电能力。今天,某些集中太阳热发电系统采用天然气蒸汽锅炉,保证在日落后蓄热能力耗尽时发电。


另一潜在的硬件设备是电阻加热器,以便在电价极低(甚至为负!)期间,比如风力涡轮机在午夜满负荷发电时,把电力转化为热能,储存起来供以后再用。这种储能的往返效率很低,因为LWR的热-电转换率是30-35%,但利用风力发电和消费者需求之间的不匹配,仍然是个有利可图的办法。


弥合差距


由于技术和政策的变化,电力工业进入“新时代”。风能和太阳能发电的价格暴跌,使得这类能源大规模增加几乎“不可抗拒”。与此同时,人们越来越认识到,电网必须尽快增加尽可能多的低碳电力。但是电力公司多保守,反应迟缓。部分原因是必须保持电力供应,但也需要对任何新技术都能奏效抱有高度信心。


这样的多方面的冲动似乎不可调和,但储热技术可以弥合这个差距。与轻水堆相结合,一个适当规模的储热系统可以提供几百MW或更多可调度的低碳电力。储热还可以逐步增加,与轻水堆甚至化石燃料电厂相比,以相对较低的成本对现有的发电资产进行整改。中试项目证明了它们的价值,公用事业公司可以极低的风险,给更多电厂增加储热系统。


对于公用事业的决策者,或许最值得注意的是,在许多情况下储热是一项经过验证的技术。


采用传统的储热系统,帮助开辟现代低碳电力产业似乎有点违背直觉,好像是“倒退”。但考虑到这个行业正承受着许多相互矛盾的压力,现在可能是提出强有力概念的时候。

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