天然氣-中溫太陽能互補的新型低碳分布式供能系統

王 彬,郝 勇,郭 軻,邵 煜,蔣瓊瓊,洪 慧,金紅光

(1.華北電力大學 能源動力與機械工程學院,北京 102206;2.中國科學院工程熱物理研究所,北京 100190;3.中國科學院大學,北京 100049;4. 中國科學技術大學 工程科學學院,安徽 合肥 230027)

0 引 言

以CO2為主的溫室氣體排放導致全球氣候變化。盡快實現碳中和、控制全球溫升成為普遍共識。由于我國CO2排放占全球30%以上,我國的CO2減排措施與效果在全球碳中和進程中起到關鍵甚至決定性作用[1]。2023年聯合國氣候變化大會(COP28)達成共識,推動全球至2030年可再生能源容量增加2倍并加速低碳排放技術的發展[2]。面向大力發展可再生能源、高效低碳利用化石能源的能源結構轉型趨勢,我國碳中和戰略迫切需要發展高效、綠色、低碳的新型能源技術[3-4]。由于可再生能源利用受地域、經濟條件等多方面因素影響,可再生能源在較短時期內完全替代化石能源難以實現。因此,借助化石能源轉化利用技術的主體地位優勢,在現有能源技術與系統中融合可再生能源并提升其占比,以有效降低能源利用的碳排放,逐漸實現對化石能源的大規模替代,成為近中期新型能源技術與系統的重要發展趨勢[5]。

分布式能源系統是小型、分散、貼近用戶的新型能源系統,以能源梯級利用與冷熱電聯供為主要特點,具有能源利用率高、可靠性高、傳輸損耗低、布置靈活等優勢[6-8]。分布式能源系統不僅可以利用天然氣等多種傳統碳氫燃料,還具有集成高比例可再生能源的巨大潛力,促進低碳能源系統的發展[9]。研究表明,太陽能作為最豐富的可再生能源將在未來能源結構中占據主導地位[10-12]。然而,太陽能具有低能流密度、不穩定、間歇等缺點,增加了分布式能源系統供能側的不確定性[13]。

太陽能的儲存是保證供能側穩定性、提升供能可調度性的重要途徑[14]。以聚光太陽熱能替代碳氫燃料燃燒驅動吸熱化學反應,可實現碳氫能源的低碳轉化與利用[15],同時將中低品位的太陽能轉化為高品位、高能量密度、穩定的化學能,實現化石能源與太陽熱能互補轉化的源頭蓄能與協同脫碳;主要技術路線包括甲烷重整[16]、煤氣化[17]和化學鏈循環[18]等。其中,化學鏈循環(Chemical Looping,CL)還原步的強吸熱過程可將太陽熱能轉化為具有儲能特性的固體燃料的化學能,同時氧化過程避免了碳氫燃料與空氣直接接觸,進而以近零能耗實現CO2捕集[19]。因此,太陽能-甲烷化學鏈互補轉化技術獲得廣泛關注。研究表明,化學鏈循環與太陽熱能耦合發電系統的效率相比甲烷直接燃燒的燃氣輪機循環發電系統提高了4%[20]。

迄今為止,化學鏈循環已在全球40個測試單元進行超過10 000 h測試,最大功率為4 MW[21],達到中試與小型示范階段。當前甲烷化學鏈循環的還原反應溫度集中在600～1 200 ℃,典型工況運行溫度通常為800 ℃[22-24]。LYNGFELT等[25]搭建了10 kW化學鏈燃燒平臺,實現了天然氣燃料和Ni-基載氧體連續運行100 h,并在800～900 ℃實現了99.5%的燃料轉化率。QASIM等[26]比較了不同載氧體的氧傳輸能力和積碳等性能,結果表明在900～1 100 ℃還原溫度下,Ni-、Cu-、Fe-、Mn-和Co-基載氧體等具有較高的氧傳輸能力和穩定性。PANTALEO等[27]研究了400～800 ℃下Ni-基載氧體的化學鏈反應,450 ℃時甲烷轉化率小于5%,800 ℃時甲烷轉化率達95%以上。高溫熱能需由高聚光比的太陽能集熱器(塔式、碟式)收集,導致系統投資成本和復雜性急劇增加[28]。同時,輻射熱損失與集熱功率比例隨溫度升高而增加,進而導致系統效率降低[29-30]。太陽能-化學鏈互補源頭蓄能的關鍵挑戰之一,是如何顯著降低還原溫度,在適宜成熟的商業化槽式太陽能聚光技術的400～500 ℃中溫區間實現強吸(太陽)熱化學鏈還原反應與甲烷完全轉化,以大幅降低輻射熱損失與集熱成本,并有效提升太陽能源頭蓄能轉化效率和占比。

降低化學鏈循環還原反應溫度,目前主要從反應器優化、載氧體選擇、產物吸附增強等方面展開。ZHANG等[31]設計了一種用于固定床反應器的蜂窩狀鎳基載氧體,蜂窩狀載氧體為提高反應動力學提供足夠的接觸面積和反應物之間的擾動,結果表明,與無蜂窩的固定床反應器相比,蜂窩載氧體的反應器具有更好的反應活性和氧化還原穩定性,600 ℃時甲烷轉化率達95%以上。JIANG等[32]研制了摻雜鈣或銅的鈣鈦礦型載氧體,結果表明與未摻雜的鈣鈦礦載氧體相比,新型載氧體可將氧傳輸溫度降低約70 ℃。RYDéN等[33]研究了CO2吸附增強化學鏈循環制氫,結果表明,相同溫度下,反應過程中加入CO2吸附劑CaO時的甲烷轉化率高于未裝填CO2吸附劑的化學鏈制氫循環,通過反應過程中分離CO2有助于降低反應溫度。勒夏特列原理表明邊反應邊分離產物可促進反應平衡移動,提高反應物的轉化率,降低反應溫度。

研究表明,化學鏈還原反應中,甲烷直接與載氧體的反應活性較低,而H2與載氧體的反應活性較高[34]。H2以其極強的還原性,與載氧體反應時轉化率可達100%[35]。當前,甲烷蒸汽重整(Steam Methane Reforming,SMR)是主要制氫技術之一?；诶障奶亓性?提高甲烷重整甲烷轉化率的方法主要有邊反應邊分離產物H2或CO2。WALDRON等[36]利用水滑石吸附劑進行了CO2加壓吸附強化甲烷重整反應,490 ℃下,甲烷轉化率達73%。ZHANG等[37]制備了用于吸收CO2的K2CO3摻雜Li4SiO4吸收劑,并將其應用到吸附強化的甲烷蒸汽重整系統,600 ℃下甲烷完全轉化。TONG等[38]設計了甲烷重整鈀膜反應器,鈀膜用于分離反應過程產生的H2,研究了溫度、壓力和水碳比對甲烷轉化率的影響,結果表明550 ℃時甲烷轉化率由無H2分離的35%提高至鈀膜分離H2的97%?；谝陨涎芯?本研究將甲烷與載氧體的化學鏈反應分解為甲烷重整制氫與H2還原載氧體的化學鏈反應。H2被載氧體消耗將促進甲烷重整反應平衡正向移動,進而促進甲烷轉化。

筆者提出了一種甲烷重整與化學鏈循環耦合(SMR-CL)的天然氣-太陽能互補蓄能方法,在中溫太陽熱能條件下實現甲烷完全轉化與脫碳。開展了初步機理研究與試驗驗證,并建立了太陽能甲烷互補轉化的分布式能源系統模型。在中溫太陽能-甲烷化學鏈還原反應互補轉化中,甲烷吸熱反應(重整、還原)將低品位的太陽能提升為高品位的燃料化學能,實現源頭蓄能與脫碳;在化學鏈循環的氧化反應中,儲存太陽能的固體燃料氧化產生高溫熱能,通過透平做功發電,通過余熱回收裝置實現吸收式制冷和供熱,從而實現太陽能和化石燃料的高效互補利用。通過基于中溫太陽能甲烷化學鏈源頭互補蓄能的分布式冷-熱-電聯供系統模擬,展示了可再生能源(太陽能)與化石能源(甲烷)協同高效轉化與脫碳效果。

1 試 驗

1.1 甲烷化學鏈蓄能試驗

甲烷轉化率是影響太陽能-甲烷熱化學互補蓄能效率及分布式供能系統性能的關鍵因素。為提高分布式供能系統中太陽能的比例,需在中溫(400～500 ℃)實現甲烷近100%轉化。為同時實現降低反應溫度、提升甲烷轉化率雙重目標,基于邊反應邊分離產物以促進反應平衡正向移動(即勒夏特列)原理,金屬氧化物載氧體與甲烷重整產物氫氣反應,在源頭蓄能的同時促進反應平衡正向移動,并進一步通過循環提升甲烷轉化率實現近完全轉化。

甲烷重整耦合化學鏈循環試驗系統如圖1所示,由進氣單元、反應單元和尾氣處理單元組成,主要包括氣體流量計、恒流泵、蒸汽發生器、電爐、反應器和質譜儀,設備及參數見表1。氣體流量計和水泵用于控制各反應氣體以及水流量,蒸汽發生器用于將水加熱成蒸汽,電爐用于模擬聚光太陽能中溫熱源,質譜儀用于測量尾氣組分及其濃度。

表1 試驗設備及參數

圖1 甲烷重整耦合化學鏈循環試驗裝置

前期研究結果表明鈣鈦礦型載氧體在中低溫下具有較好的反應活性和循環再生性[39]。將Ni(質量分數50%)/Al2O3催化劑和銅摻雜的鑭鎳基鈣鈦礦載氧體(分子式:LaCu0.1Ni0.9O3)按先后順序裝填到反應器中,反應器長40 cm,內徑30 mm,催化劑裝填量為71.2 g,載氧體裝填量為300.3 g。將反應器放入管式爐中,以5 ℃/min升溫速率加熱至450 ℃。試驗主要包括還原步和氧化步。在還原步,通過氣體流量計和恒流泵向反應器內通入甲烷和蒸汽,甲烷流量為100 mL/min,蒸汽流量為400 mL/min。甲烷和蒸汽流經催化劑床層時,在催化劑的作用下甲烷和蒸汽發生甲烷重整反應產生CO2和H2(式(1)),反應過程中吸收450 ℃中溫熱能。隨后,CH4、CO2、H2和蒸汽的混合氣體流經載氧體床層,H2與載氧體發生還原反應(式(2)、(3))。在甲烷重整耦合化學鏈一級循環反應完成后,尾氣中主要成分為CH4、CO2和蒸汽。根據勒夏特列原理,產物分離促進反應平衡移動;若尾氣重新通入反應器,由于尾氣中沒有H2,則將繼續發生甲烷重整反應和H2還原載氧體反應。以此類推,通過多級循環可實現甲烷完全轉化。進行多級循環反應時,根據質譜儀測得的尾氣組分濃度,利用氣體流量計向反應器內通入與上一級循環反應尾氣一致的氣體,進而實現多級循環反應。

在氧化步,通過氣體流量計向反應器內通入空氣,空氣流量為2 000 mL/min?？諝饬魅敕磻髋c被還原的載氧體發生氧化反應釋放高溫熱能(式(4))。進行還原反應和氧化反應時,均采用質譜儀實時測量尾氣中的氣體組分濃度,反應過程中持續通入流量100 mL/min的氬氣,作為質譜測量時的內標氣體,質譜儀的采樣間隔為10.234 s。初始時各氣體進口流量見表2。

表2 試驗運行條件

作為對比,進行甲烷直接與載氧體反應的化學鏈循環試驗,此時,反應器內只裝填載氧體(載氧體裝填質量為300.3 g)。在還原步,通入的甲烷和蒸汽流量與甲烷重整耦合化學鏈循環試驗一致,此時,僅發生甲烷直接還原載氧體(式(3))。在氧化步,通入的空氣流量與甲烷重整耦合化學鏈循環試驗一致,空氣流入反應器與被還原的載氧體發生氧化反應釋放高溫熱能(式(4))。

(1)

(2)

(3)

(4)

1.2 天然氣-中溫太陽能互補分布式系統

構建了天然氣-中溫太陽能熱化學互補分布式能源系統(圖2),由太陽能熱化學蓄能、發電、供冷供熱3個子系統組成。該系統主要以太陽能和甲烷為能源輸入,以冷、熱、電3種能量形式為主要輸出。

圖2 天然氣與中溫太陽能互補的分布式供能系統

太陽能熱化學蓄能子系統主要包括:① 太陽能驅動的甲烷化學鏈循環還原反應器;② 固體燃料蓄能器;③ 空氣反應器。還原反應器中,發生甲烷重整反應和氫氣還原載氧體反應,產生固體燃料(還原態載氧體)。反應所需熱能來自太陽聚光集熱。甲烷重整耦合化學鏈還原反應實現了聚光太陽能品位的提升與太陽能以化學能形式的儲存。反應產生的固體燃料,一部分被送入空氣反應器,與壓縮空氣發生強放熱的氧化反應,將其化學能以高溫熱能的形式釋放供給發電單元,氧化后的固體產物氧載體被輸送至還原反應器以完成循環;另一部分固體燃料被儲存在蓄能器中,以備太陽能不足時為下游冷、熱、電子系統提供化學能,用以保證系統的正常運行。

在發電單元中,常溫常壓空氣被壓縮后進入空氣反應器與固體燃料發生劇烈放熱的氧化反應,產生高溫高壓煙氣推動燃氣透平膨脹做功發電。從透平排出的煙氣仍具有較高溫度,因此設置回熱器用于預熱壓縮空氣,在回熱器后設置供冷供熱子系統以進一步進行余熱利用。供冷供熱子系統包括吸收制冷機組和供熱機組。分布式系統各單元的主要參數見表3。

表3 天然氣與中溫太陽能互補的分布式系統主要參數

1.3 參比系統

作為對比,選取傳統分布式能源系統作為參考系統。參比系統示意如圖3所示,參比分布式供能系統由2個子系統組成,即基于燃氣輪機發電的冷熱電聯供系統和太陽能驅動蒸汽發電系統。在燃氣輪機冷熱電聯供系統中,空氣經壓縮后進入回熱器與從透平排出的高溫煙氣換熱,隨后流入燃燒器中與甲烷混合燃燒產生高溫高壓煙氣,推動燃氣透平膨脹做功發電。因透平排出的煙氣溫度仍較高,通過回熱器預熱壓縮空氣,在回熱器后設置吸收式制冷單元和供熱單元實現余熱利用。燃氣輪機冷熱電聯供參比系統中的氣體初始狀態,壓縮機和透平的技術參數與提出的分布式系統一致。在太陽能蒸汽發電參比系統中,太陽能槽式集熱器收集的熱將水加熱成蒸汽。高溫高壓蒸汽進入蒸汽輪機進行發電,蒸汽熱發電效率取30%[40]。該系統中接收的太陽能輸入量以及太陽能集熱溫度與提出的天然氣-中溫太陽能互補分布式系統相同。

圖3 參比系統示意

2 評估標準

通過機理試驗對中溫甲烷重整耦合化學鏈循環蓄能方法進行驗證,進而對基于該蓄能方法的分布式供能系統進行評估。主要評價指標包括甲烷轉化率、太陽能到固體燃料化學能的轉換效率、燃料節省率等。甲烷轉化率X(CH4)為

(5)

太陽能制燃料效率ηsol-che為

(6)

(7)

式中,A為集熱面積,m2;DNI為太陽能直接法向輻照度,W/m2。

(8)

式中,Ta、Ts分別為環境溫度和太陽表面溫度,℃。

太陽能凈發電效率ηsol-ele作為系統太陽能利用的評價指標,可表示為

ηsol-ele=ηsol-cheηtur,

(9)

式中,ηtur為燃氣透平的發電效率,%。

分布式供能系統的熱力學第一定律效率ηth為

(10)

(11)

式中,Tth為供熱溫度,℃;Tc為供冷溫度,℃;E(CH4)為1 mol甲烷的,kJ/mol。

燃料節省率ηfs定義為在相同供電、熱和冷情況下,多能互補分布式供能系統相對常規分產系統節省的燃料量與常規分產能源系統燃料消耗總量之比:

(12)

對于傳統的分產能源系統,電、熱、冷的效率分別為0.38、0.83和1.67[41]。

3 結果討論與分析

對提出的甲烷重整耦合化學循環源頭蓄能方法進行試驗驗證,并且對建立的太陽能與化石能源互補的分布式能源系統在燃料節省率等方面進行評估,基于四季典型日用戶負荷變化和太陽能輻照強度變化,對分布式系統進行了變工況分析,展示了太陽能源頭蓄能在分布式供能系統發電效率方面的優勢。

3.1 中溫甲烷化學鏈循環蓄能

對比了甲烷重整耦合化學鏈循環蓄能和傳統甲烷化學鏈方法(甲烷直接與載氧體反應)的甲烷轉化情況。2種蓄能方法對應的尾氣組分變化如圖4、5所示。還原過程主要分為3個階段,其中第1階段為蓄能階段,對應甲烷重整耦合化學鏈循環蓄能反應的0～20 min,或傳統甲烷化學鏈反應的0～60 min;伴隨載氧體被還原產生固體燃料,尾氣中主要組分為CH4、H2O和CO2。在蓄能階段,2種蓄能方法的甲烷轉化率分別為54.1%和30.0%。對于甲烷重整耦合化學鏈循環蓄能方法,蓄能階段主要發生3種反應:甲烷重整產氫、H2還原載氧體及甲烷直接還原載氧體,此時載氧體維持在較高的失氧速率。對于傳統甲烷化學鏈方法,蓄能階段主要是載氧體被甲烷還原的過程,二者直接反應速率較低;隨反應進行,參與反應的甲烷逐漸增多,尾氣中剩余的甲烷流量緩慢降低至平穩,CO2流量逐漸升高至平穩。

圖4 甲烷重整耦合化學鏈反應的氣體組分濃度與反應時間的關系(還原反應尾氣未計入蒸汽)

圖5 甲烷直接與載氧體化學鏈反應氣體組分濃度與反應時間的關系(還原反應尾氣未計入蒸汽)

第2階段為過渡階段。載氧體隨還原反應進行已失去大量氧,對于甲烷重整耦合化學鏈反應,載氧體消耗H2速度逐漸低于甲烷重整產氫速度。反應從甲烷重整反應、H2與載氧體反應及甲烷與載氧體的反應,逐漸過渡到單純的甲烷重整反應。對于傳統甲烷化學鏈反應,載氧體還原程度逐漸飽和導致直接與載氧體發生反應的甲烷逐漸減少,尾氣中甲烷流量逐漸升高,CO2流量降低。

載氧體被全部還原后,反應進入第3階段,對于甲烷重整耦合化學鏈反應,此時只發生甲烷重整反應,甲烷轉化率約32.8%。對于傳統甲烷化學鏈還原過程的第3階段,尾氣中產生少量H2,這主要是由于載氧體中含有少量鎳,具有一定催化重整作用,此時甲烷轉化率約3.9%。與傳統甲烷化學鏈蓄能方法相比,甲烷重整與化學鏈循環相結合大幅提高了甲烷轉化率,同時大幅縮短反應時間,有利于儲存更多的太陽能,提升系統蓄能性能。

為提升450 ℃下太陽能源頭蓄能占比,必須使甲烷接近完全轉化。為此,通過將尾氣再次通入反應器進行循環反應,實現甲烷轉化率逐級提升。2種蓄能方法多級循環時尾氣組分濃度與循環級數的關系如圖6所示。2種蓄能方法甲烷轉化率與循環級數的關系如圖7所示?？芍S循環次數增加,2種蓄能方法的甲烷氣體濃度均逐漸降低,CO2濃度逐漸升高,循環有效提升甲烷轉化率,但隨循環次數提升,每2次循環之間的轉化率提升幅度逐漸降低。甲烷重整耦合化學鏈轉化蓄能方法的甲烷轉化率高于傳統甲烷化學鏈轉化蓄能方法。經過5級循環,甲烷重整耦合化學鏈轉化蓄能方法實現甲烷完全轉化,第1到第5循環的甲烷轉化率分別為54.1%、77.3%、91.1%、97.0%和99.5%。傳統化學鏈蓄能方法經過5級循環后甲烷轉化率僅60%。

圖6 甲烷重整耦合化學鏈反應和甲烷直接與載氧體化學鏈反應的氣體組分濃度與循環級數的關系

圖7 甲烷重整耦合化學鏈反應和甲烷直接與載氧體化學鏈反應的甲烷轉化率與循環級數的關系

甲烷重整耦合化學鏈轉化蓄能方法可有效提升甲烷轉化率,主要有2個原因:① 甲烷重整產生大量H2,而H2在載氧體床層被消耗后,導致重整催化劑床層的H2濃度大于載氧體床層的H2濃度。較大的濃度差加速H2擴散,使催化劑床層H2分壓低于該溫度下甲烷重整熱力學平衡分壓,根據勒夏特列原理,甲烷重整反應的平衡會繼續向生成物移動,進而提高甲烷轉化率。② 甲烷重整與化學鏈耦合的還原反應單級循環完成后,尾氣中主要組分僅有CH4、CO2和水蒸氣。由于甲烷重整產物中的H2在載氧體還原反應中被完全消耗,因此尾氣組分非450 ℃下的甲烷重整反應平衡組分,尾氣再次經過重整催化劑時仍發生甲烷重整反應并在載氧體與H2反應的作用下使重整反應平衡正向移動,提升甲烷轉化率。因此通過多次循環可不斷提升甲烷轉化率至100%。甲烷轉化率達100%時,尾氣中僅含CO2,同時實現太陽能源頭蓄能、CH4脫碳轉化與低碳利用及CO2源頭低能耗捕集。

3.2 系統熱力學性能分析

基于甲烷重整耦合化學鏈蓄能新方法提出了中溫太陽能甲烷熱化學多能互補分布式供能系統。以太陽能和甲烷為系統能量輸入,以電能、冷能和熱能為系統能量輸出,該系統將中低品位、不穩定的太陽能轉化為高品位、穩定的化學能,實現化石能源與太陽熱能互補轉化的源頭蓄能與協同脫碳。為評價該系統在發電效率等方面的提升效果,典型工況下系統的性能評價結果見表4。模擬結果表明,系統的熱力學第一定律效率達81.21%,其中太陽能占比為23.26%。太陽能凈發電效率達到24.90%,高于參考系統的太陽能凈發電效率(20.42%)。與參比系統相比,提出的分布式供能系統在節省燃料和減少碳排放方面都具有明顯優勢。與參考系統相比,該系統的燃料節省率由37.86%提高至43.24%,同時實現了近零能耗捕集CO2。

表4 太陽能-甲烷互補分布式供能系統熱力學性能計算結果

表5 太陽能-甲烷互補分布式供能系統平衡計算結果

對于以太陽能驅動的系統而言,系統運行受到太陽能輻照強度和用戶負荷需求影響,不同條件下系統運行模式和性能不同。本研究給出新系統在四季典型日的熱力性能。以北京某建筑的實時用電需求開展典型日性能分析。太陽能熱化學互補蓄能發電系統輻照強度和太陽能凈發電效率在四季典型日的變化規律如圖8所示。隨太陽輻照強度升高,太陽能凈發電效率相應提升,最高達25.47%。主要原因是太陽能輻照強度升高使集熱效率增加,被熱化學反應吸收的太陽熱能增加,進而提高了太陽能熱化學效率。采用甲烷重整耦合化學鏈蓄能的多能互補系統的太陽能凈發電效率比太陽能直接熱發電效率平均高約4.1個百分點,而傳統甲烷化學鏈蓄能的分布式系統僅比太陽能直接熱發電效率平均高約0.3個百分點。中溫條件下傳統甲烷化學鏈蓄能方法甲烷轉化率較低,導致太陽能熱化學效率降低,所以其太陽能凈發電效率提升效果低于采用甲烷重整耦合化學鏈蓄能的分布式系統。

圖8 四季典型日太陽能凈發電效率

本研究提出的多能互補分布式系統以太陽能甲烷熱化學互補為核心,通過太陽能熱化學轉化過程及余熱回收過程,實現太陽能和燃料的高效利用。四季典型日用戶用電需求、系統發電量、固體燃料生產和消耗情況如圖9、10所示。本系統采取的運行策略是:在白天輻照充足時段,太陽能甲烷熱化學產生的固體燃料不僅需滿足實時的用電需求,還需儲存額外生產固體燃料用于太陽輻照不足或夜間的系統供能;在夜晚輻照不足時,由儲存的固體燃料進行發電。由圖9可知,四季的用電需求變化趨勢類似,夜間2:00～4:00為用電低谷期,12:00～17:00為用電高峰期。春夏秋冬用電功率峰值分別為753、1 260、1 000和789 kW,夏、秋兩季用電負荷高于春、冬兩季用電負荷。春、夏兩季太陽輻照強度大、有效時間長,7:00～16:00均可生產固體燃料以滿足實時用電需求,產生的多余的燃料儲存在蓄能器中供給太陽輻照低于300 W/m2時或夜間用能需求。根據太陽輻照強度和用電需求變化,為滿足一整天用電需求,四季典型日所儲存固體燃料需分別為258、401、396、323 kmol。春夏兩季消耗儲能的時間為14 h,而冬季消耗儲能的時間增至17 h。這是因為冬季太陽輻照強度低、時間短,若冬季用電需求全部由熱化學蓄能系統供應,則冬季白天儲存固體燃料速度峰值達19.76 mol/s,使所需集熱面積較大,因此實際運行時,可采取部分儲能加天然氣補燃發電或電網供電等方式協同運行。

圖9 四季典型日系統發電量與用戶電力需求

圖10 四季典型日固體燃料的消耗和儲存速度

3 結 論

1)提出了甲烷重整與化學鏈循環耦合的太陽能-甲烷互補蓄能新方法,并開展了試驗驗證以及與傳統甲烷化學鏈循環蓄能方法的比較。結果表明,甲烷化學鏈轉化溫度由800 ℃顯著降至400～500 ℃。

2)450 ℃下,甲烷單循環轉化率由30.0%提高至54.1%,經過5級循環,甲烷重整耦合化學鏈循環蓄能方法的甲烷轉化率達99.5%,實現了甲烷完全轉化與低能耗脫碳。

3)基于新方法的分布式能源系統太陽能凈發電效率達24.90%,熱力學第一定律效率達81.21%,系統燃料節省率達43.24%,效率相對傳統分布式能源系統提高2.81個百分點,具有較好的節能減排潛力。