致密储层压缩空气储能可行性试验与数值模拟

于春生; 李孟徽; 常琳; 蒋琪; 战雕; 罗彬城

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2501324

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (3) :1046-1053 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2501324

论文：能源与动力工程

致密储层压缩空气储能可行性试验与数值模拟

于春生 ¹^,² ,
李孟徽 ¹ ,
常琳 ³ ,
蒋琪 ¹ ,
战雕 ³ ,
罗彬城 ¹

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Field Test and Numerical Simulation of Compressed Air Energy Storage in Tight Formations

YU Chun-sheng ¹^,² ,
LI Meng-hui ¹ ,
CHANG Lin ³ ,
JIANG Qi ¹ ,
ZHAN Diao ³ ,
LUO Bin-cheng ¹

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摘要

深部地下盐穴已成功应用于大规模压缩空气储能发电。受限于中国可开发利用的盐穴资源主要集中在华东和华中地区的特点,西部过剩的风光资源无法以压缩空气储能方式得到有效利用。为此,探索了一种新的储能场所,即利用不含烃类气体的致密储层作为储能地质体。首先开展了直井试注现场试验,采用先进绝热压缩空气储能循环能耗计算模型计算了试验井的循环效率,明确了致密储层储能电-电转化效率的关键影响因素和优化提升方向。研究结果表明:致密储层通过人工改造形成的腔体进行压缩空气储能的技术是可行性,首次形成“人工腔体+构造封存”的储能技术思路;返排率是压缩空气储能的核心技术参数,受外溢影响,试验井平均返排率为34.8%,导致平均电-电转化效率仅有22.8%;通过多井同步注采控制外溢的理念进行数值模拟方案优化,平均返排率达到了90%~120%,经济可行。致密储层是对压缩空气储能地质场景的重要扩展,为西部地区弃风弃光等清洁能源大规模存储提供了一种新的场所。

Abstract

Deep underground salt caverns have been successfully employed for large-scale compressed air energy storage (CAES) power generation. However, the economically exploitable salt cavern resources in China are found to be predominantly located in the eastern and central regions, making CAES utilization impractical for absorbing surplus renewable energy in western areas. To overcome this limitation, tight formations without hydrocarbon content were investigated as an alternative storage medium. Initial field tests were conducted through vertical well injection, where an advanced adiabatic CAES cycle energy consumption model was utilized to calculate round-trip efficiency. Key factors influencing electrical round-trip efficiency were identified and optimization approaches were determined. The technical feasibility of CAES implementation in artificially modified cavities within tight formations was confirmed, establishing a novel “structural trapping + engineered cavity” conceptual framework. The air recovery ratio was demonstrated to be a critical technical parameter, with test wells achieving only 34.8% average recovery due to leakage effects, resulting in 22.8% average electrical round-trip efficiency. Through numerical simulation optimization of multi-well synchronized injection-production operations designed to control leakage, the average air recovery ratio was improved to 90%~120%. These findings validate tight formations as a viable geological alternative for CAES, providing a potential solution for large-scale storage of curtailed renewable energy in western China.

Graphical abstract

关键词

压缩空气储能 / 致密储层 / 系统效率 / 返排率 / 运行压力

Key words

CAES / tight formation / system efficiency / re-circulation rate / operating pressure

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于春生, 李孟徽, 常琳, 蒋琪, 战雕, 罗彬城. 致密储层压缩空气储能可行性试验与数值模拟[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(3): 1046-1053 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2501324

YU Chun-sheng, LI Meng-hui, CHANG Lin, JIANG Qi, ZHAN Diao, LUO Bin-cheng. Field Test and Numerical Simulation of Compressed Air Energy Storage in Tight Formations[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(3): 1046-1053 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2501324

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压缩空气储能是一种新兴的能源存储技术,其在应对可再生能源波动性、提升能源系统灵活性方面展现出了巨大潜力^[1-2]。由于压缩空气能量密度较低,大规模储能需要大量的储存空间,地下盐穴是目前公认的理想储存场所,具有体积大、可以承受压力高等优点^[3-5]。中国盐穴以华东和华中地区资源最为丰富,可开发利用的资源占比约为29.4%^[6]。如果能对分布广泛的深部地下非油气储集层(致密干层)通过人工改造后加以利用,将会是对盐穴压缩空气储能的有利补充。

国外有两座利用深地空间的商业化运营压缩空气储能电站(compressed air energy storage,CAES)。Huntorf电站是世界上首座商业运行的CAES电站,位于德国北部的下萨克森州境内,于1978年12月开始商业运行,该电站装机容量为290 MW,可以实现连续发电2 h,压缩系统功率为60 MW,可实现连续压缩8 h。该发电站用2个体积分别为15万 m³的盐穴储存压缩空气,盐穴埋深约为700 m,运行压力为5~7 MPa。Mc Intosh电站位于美国亚拉巴马州,于1991年投入运行,设计调峰能力为110 MW×26 h。该发电站用一个体积约为60万 m³的盐穴储存压缩空气,盐穴埋深约为450 m,运行压力为3~4.5 MPa^[7-8]。江苏金坛盐穴CAES国家试验示范项目是中国首个压缩空气储能电站,于2022年5月正式投产运行,该项目的装机容量为60 MW/300 MW·h,采用中温蓄热的先进绝热CAES技术路线,以高温合成导热油作为蓄热工质,蓄热温度为320 ℃,采用中盐金坛公司2009年采卤完毕的第8井盐穴作为储气库,容积为2.24×10⁵m³,埋深为865~972 m,最大直径为80.1 m,净高度为106.6 m,最高储气压力为17 MPa^[9-12]。此外,中国已运行的电站还有湖北应城300 MW压缩空气储能示范项目、山东肥城300 MW压缩空气储能项目、河北张家口100 MW压缩空气储能项目、安徽芜湖300 MW压缩空气储能项目。

截至目前为止,商业化运行的CAES均采用盐穴作为储气空间,为了验证不含烃类气体的致密孔隙性地层储气可行性,开展现场直井注采试验,认识目的层的吸气和吐气能力,采用先进绝热式压缩空气储能发电系统模型,计算试验井循环效率,揭示影响电-电转化效率的关键因素,提出提升返排率的注采原则。作为首次开展的孔隙性地层压缩空气储能现场试验和理论研究,为读者深入了解这一前沿领域提供了基础知识和洞见。

1 单井注采矿场试验

1.1 试验区地质特征

Q1井试注层段位于致密干层段,构造南陡北缓,西陡东缓,东西向地层倾角1°~3°,南北向地层倾角10°~15°溢出点海拔1 840~1 860 m,埋深1 387~1 418 m,储层中深1 336.7 m,地层压力11.65 MPa,地层温度61.2 ℃。试注层段为D5小层,平均厚度3.5 m,岩性以泥岩为主,平均孔隙度6.5%,平均渗透率0.045 mD。

1.2 Q1井试注方案

由于目的层段孔隙度、渗透率低,试验目的之一即为验证目的层是否具有相应的吸气能力和储气能力,试验目的二为返排速度和返排率是否能达到设计要求,为多井、规模性压缩空气储能提供试验基础参数。为满足6万kW/24万kW时装机规模,依据清华大学电机工程系设计要求,单井注气速度不低于2 000 Nm³/h,排气速度不低于4 000 Nm³/h,压力运行区间8.0~16.0 MPa,储能8 h,发电4 h。注采试验前Q1井以2 500 Nm³/h的注气速度连续注入垫气120×10⁴ Nm³,关井24 h测试压降速度,然后连续开展18轮次的注采试验(表1)。1~7轮次的压力运行区间为10.0~16.0 MPa,8~18轮次为了提高返排率将压力区间调整为8~16.5 MPa。

1.3 试注动态分析

2023年11月14日—2024年1月8日,在注入垫气量127×10⁴ Nm³后开始进行18轮次注采试验,累计注气量237×10⁴ Nm³,平均采气速度为3 650 m³/h,平均返排率为34.8%。现场试注动态取得的认识如下:

(1)平均采气速度为3 650 Nm³/h,单次采气量为1.21×1{0⁴}^{ }Nm³,尚未达到单井采气速度4 000 m³/h,单次采气量为1.6×1{0⁴}^{ }Nm³的要求。按1.2×10⁴Nm³计算,达到6万kW设计需求所需井数为122口井。主要原因是压降速度快,采气时间短。方案设计采气时间为4 h,但是现场试验时,由于压力降低速度快,采气时间一般都在4 h以下,平均采气时间3.3 h。平均压降速度为1.76 MPa/h,远高于设计平均水平0.88 MPa/h。

(2)返排率是压缩空气储能发电的核心技术参数。第一阶段1~7轮次,压力运行区间为10.0~16.0 MPa,平均返排率为38.5%,第二阶段8~18轮次,压力运行区间为8.0~16.5 MPa,平均返排率为32.4%。压力运行区间大,会降低返排率,注气压力与返排率之间呈递减指数关系(图1)、注气量与返排率之间呈递减线性关系(图2)。由于Q1井部署在开放地质体上,虽然物性极低,注入气体仍然会外溢,进而造成上述现象。

(3)通过现场试验确定单次采气量为1.2×10⁴Nm³,采气时间3.3~4 h,基本满足设计需求,后期可通过增加吸气层数、优化工作参数进一步提高注采效率。现场试验证实了低孔低渗储层通过压裂改造形成腔体进行压缩空气储能技术上是可行的,首次形成“人工腔体+构造封存”的储能技术思路。

2 压缩空气储能循环能耗计算模型

2.1 压缩机功耗模型

压缩过程中产生的热量大部分来不及传递给周围环境,因此空气压缩过程可简化为绝热过程进行分析计算^[13]。为获得较高的压力,一般需要采用多级压缩机串联的形式,当各级压缩比相等时,理论上整个多级压缩过程消耗的技术功最小^[14]。

当压缩机总级数为N时,第i 级压缩机出口温度${T}_{c,i}^{out}$和出口压力${{p}_{c,i}^{out}}^{\left[15\right.-\left.16\right]}$分别为

(1)${T}_{c,i}^{out}$=${T}_{c,i}^{in}\left(1+\frac{{\beta }_{c,i}^{\frac{k-1}{k}}-1}{{\eta }_{cs,i}}\right)$

(2)${p}_{c,i}^{out}$=${p}_{c,i}^{in}$β_c,_i

每一级压缩机压缩过程的耗功量w_c,_i和总功耗w_c可以表示为

(3)w_c,_i=m_c,_i$\frac{1}{{\eta }_{cs,i}}\frac{k}{k-1}$R_g${T}_{c,i}^{in}$(${\beta }_{c,i}^{\frac{k-1}{k}}$-1)

(4)w_c=

∑ i = 1 N

w_c,_i

压缩机功耗最小时各级压缩比相等,即

(5)β=

p c, N o u t p c, 1 i n N

式中:${T}_{c,i}^{in}$为该级压缩机的进口温度,K;${p}_{c,i}^{in}$为该级压缩机的入口压力,MPa;β_c,_i为该级压缩机的压缩比;η_cs,_i为该级压缩机的等熵效率,%;k为空气的比热容比;R_g为空气的气体常数,kJ/(kg·K);m_c,_i为该级压缩机的质量流量,kg/s;N为压缩机级数。

2.2 透平机功率模型

压缩空气储能系统的膨胀过程往往需要通过多级膨胀实现,并在各级膨胀机入口加热压缩空气进气。当各级膨胀比相等时,多级膨胀过程输出的技术功最大^[17]。

当透平机总级数为N时,第j级空气透平出口温度${T}_{t,j}^{out}$和压力${p}_{t,j}^{out}$分别为^[18-19]

(6)${T}_{t,j}^{out}$=${T}_{t,j}^{in}$[1-(1-${\beta }_{t,j}^{\frac{1-k}{k}}$)η_ts,_j]

(7)${p}_{t,j}^{out}$=${p}_{t,j}^{in}$/β_t,_j

每一级空气透平膨胀过程的做功量w_t,_j和总输出功可表示为

(8)w_t,_j=m_t,_j$\frac{k}{k-1}$R_g${T}_{t,j}^{in}$(1-${\beta }_{t,j}^{\frac{1-k}{k}}$)η_ts,_j

(9)w_t=$\sum _{j=1}^{N}$w_t,_j

式中:${T}_{t,j}^{in}$为该级空气透平的进口温度,K;${p}_{t,j}^{in}$为该级空气透平的入口压力,MPa;β_t,_j为该级空气透平的膨胀比;η_ts,_j为该级空气透平的等熵效率,%;m_t,_j为该级空气透平的质量流量,kg/s。

2.3 换热器传热模型

根据能量守恒原理,换热过程中冷、热流体的传热控制方程^[20-21]为

(10)m_hotc_p_,hot

T h o t i n - T h o t o u t

=ε

(m c p) m i n T h o t i n - T c o o l i n

(11)m_coolc_p_,cool

T c o o l i n - T c o o l o u t

=ε

(m c p) m i n T h o t i n - T c o o l i n

式中:m为流体的质量流量,kg/s;c_p为比定压热容,J/(kg·K);ε为换热装置能效,一般取0.7~0.9,(mc_p)_min表示冷热流体中质量流量和比定压热容乘积中较小者。

以压缩侧的换热过程为例,已知空气的入口温度和换热介质的入口温度,则换热装置中空气的出口温度和换热介质的出口温度计算公式^[22-23]为

(12)${T}_{a}^{out}$=${T}_{a}^{in}$+ε$\frac{(m{c}_{p}{)}_{min}}{{m}_{a}{c}_{p,a}}$(${T}_{HTF}^{in}$-${T}_{a}^{in}$)

(13)${T}_{HTF}^{out}$=${T}_{HTF}^{in}$+ε$\frac{(m{c}_{p}{)}_{min}}{{m}_{HTF}{c}_{HTF,a}}$(${T}_{HTF}^{in}$-${T}_{a}^{in}$)

3 电-电转化效率及其影响因素

3.1 Q1井循环效率计算

鉴于先进绝热式压缩空气储能的技术优势及在我国已经工业化应用,采用四级压缩、四级透平的绝热式压缩空气储能系统(图3)计算试验井的功耗、耗电量、输出功率、输出电量以及电-电转化效率。

如表2所示为压缩/透平设备基础参数取值^[24-25],考虑到全年平均气温变化,空气初始温度取值0 ℃,此外压缩过程工质流量小,为了保证换热器的效率,导热油的质量流量也小于膨胀过程。各级压缩/膨胀均为等熵过程,压缩机等熵效率取值0.85,膨胀过程等熵效率取值0.9,空气的等熵绝热系数取值1.4。

由表3可知,压缩机侧每轮次平均功耗为531 kW,平均耗电量8 692 kW·h,透平机侧每轮次平均输出功率为507 kW,平均发电量1 689 kW·h,18个轮次的平均电-电转化效率仅为22.8%,最高为第10轮次,40%,最低为第18轮次,8.8%。电-电转化效率远低于金坛盐穴压缩空气储能电站的60%^[8]。下面将对制约电-电转化效率的关键因素进行分析。

3.2 电-电转化效率关键影响因素

如图4所示,透平机功率普通低于压缩机功率,仅在第11和第12轮次,透平机功率大于压缩机,回看表1,这两个周期的吐气速度大于其他周期,达到了4 000 Nm³/h,说明提高返排速度有利于透平机功率提升。但是,由于吐气时间较短,发电量较少,电-电转化效率不足20%(图5)。表明既要有较高的吐气速度,又要具有较长的稳定排气时间,才能实现电-电转化效率的大幅提升。

第一阶段1~7轮次,压力运行区间10.0~16.0 MPa,平均电-电转化效率为25.6%,第二阶段8~18轮次,压力运行区间为8.0~16.5 MPa,平均电-电转化效率为21%,说明高压力运行区间,不利于电-电转化效率的提升。

由图6可知,电-电转化效率与返排率之间呈强线性关系,Q1井按照目前的压力区间运行,根据拟合曲线外推预测,返排率90%,电-电转化效率可达60%。

4 提升返排效率数值模拟优化

现场试注试验认为,控制气体外溢、控制压力运行区间等是提升返排率的有效手段,因此,设计了多井同步注采数值模拟方案,如表4所示,Q1井两侧分别为井距100~120 m的212井和评1井。方案F1、F2注排压差4 MPa,垫气注至14 MPa压力上限,方案F2排气时间延长2 h。方案F3、F4注气压力上限16.5 MPa,注排压差6.5 MPa,垫气注入120×10⁴ Nm³,方案F4的排气时间延长2 h。方案F5、F6注气压力上限与压力运行区间与方案F3相同,垫气注至压力16.5 MPa,方案F6的排气时间延长2 h。单井注气速度均为2 100 Nm³/h,吐气速度均为4 000 Nm³/h。

如图7所示,方案F1、F2的Q1井返排率受注入垫气量少,地层能量不足的影响使其达不到90%的要求。方案F3~方案F6的Q1井返排率均达到90%以上,且增加2 h排气时间,前期注入的垫气部分被采出,使得返排率可大于100%,这也提示采用上述注采制度,需要在一定的循环后补充垫气以维持地层能量。上述模拟结果表明,孔隙性地层要想实现高返排率,在储层改造规模相同的情况下,首先需要提升单循环的地层能量,可以通过提高垫气量和放大注排压差实现。进一步提升排气量,在垫气量充足情况下可以通过延长排气时间实现。继而形成了以提升返排率为主要目标的注采原则:①多井注采形成井间外溢边界;②提高注气压力,增加压力运行区间;③延长排气时间,增加吐气量。需要注意的是,增加压力运行区间将会影响透平机的发电效率,因此,需要耦合优化运行压力区间和透平机发电效率(发电效率受透平级数、工质流量、入口温度等参数影响)。

5 结论

(1)首次在致密储层开展了压缩空气储能单井注采现场试验,提出了致密储层“人工腔体+构造封存”的压缩空气储能理念。

(2)明确了返排率是压缩空气储能发电的核心技术参数,电-电转化效率与返排率之间呈强正线性相关性,当单井平均返排率达到95%以上,四级压缩、四级透平的电-电转化效率可达到65%,技术可行。

(3)提出了多井注采形成井间外溢边界、提高注气压力、增加压力运行区间、延长排气时间的提高单井返排率操作原则,基于上述原则,可实现单井返排率90%~120%,经济可行。

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