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麻省理工学院能源计划未来研究报告：热储能系统（十一）
（5）固态热能转换器
·热电发电机
两个多世纪以来，作为热电发电机(TEG)技术基础的塞贝克效应已为人所知。热电发电机已在包括使用核材料热量的卫星和漫游车在内的应用中得到应用。该技术非常适合具有体积限制、长寿命且维护最少的应用。然而，由于这些设备的材料特性固有的权衡，效率被限制在1%～15%的范围内。除非能够显示提高效率，否则热电发电机不太可能成为热储能系统（TES）的主要转换方法。
·热光伏
热光伏(TPV)是一种光伏电池，旨在将来自热发射器（而不是太阳）的光子转换为电能。热发射器的温度通常高于1,000℃，并且具有与太阳不同的波长分布。因此，TPV电池的设计与太阳能电池不同。最近的工作已经证明发电效率超过40%，甚至超过50%。这些途径涉及多结电池、光谱选择性发射器和背面反射器的进步以提高效率，以及可重复使用的基板以降低制造成本。鉴于与太阳能发电设施的相似性，可以利用现有的研究和制造方法来加快进展。2003年的一项研究估计TPV成本约为3美元/W，预计未来成本将降低到30美分/W。后一种预测得到了新研究的类似估计的支持。
·电化学热能设施
电化学热能设施通常称为热再生电化学系统，利用温度驱动的电化学变化来发电。一些系统在两个温度数值之间循环；然而，迄今为止，这些设计的性能都很差。其他人使用热驱动的压力梯度使离子通过电解质。来自燃料电池的一些电力为电解槽提供动力。通过提供外部热量以减少电解槽的电力需求，净电力输出为正，效率估计约为10%。可以使用不同的对称反应，从而可以为低温或高温热源设计设备。
·热离子转换器
热离子转换器具有热阴极和冷阳极。对阴极施加热量，促使电子发射；然后电子通过真空间隙或通过蒸汽到达阳极。通过电连接为负载供电的阴极和阳极来恢复电子平衡。20世纪下半叶的研究工作集中在将热离子转换器与核能结合使用，特别是用于空间应用。热电子学的新研究需要解决材料和制造方面的挑战，然后这项技术才能与热储能系统一起使用。目前正在努力实现商业化运营，通常以燃料为热源，用于远程或便携式电源以及热电联产等应用。
图4.7显示了其中一些热电转移技术在建时的示意图。
图4.7热电联产技术
（6）其他技术
其他几种热电转换技术已在商业上使用或正在积极研究。然而，目前这些技术似乎不太可能与上述作为热储能应用中的主要转换方法的选项竞争。
使用有机朗肯循环的热电转换系统在商业上用于废热回收和地热应用。它们的设计目的是利用低温热量发电，因此它们的效率相对较低：通常为10%～20%。这排除了在热储能系统中使用有机朗肯循环作为主要排放方法，尽管此类系统可以与其他技术结合使用。
斯特林发动机技术成熟，具有实现高效率的潜力。这使得它们对小规模分布式发电具有吸引力。然而，与具有相似热效率的布雷顿涡轮机或联合循环电厂相比，单位功率的成本仍然很高。
4.4 热储能系统
到目前为止所讨论的技术能够以多种组合方式组装成一个完整的热储能系统。在权衡取舍时，一些设计比其他设计更好地平衡了成本、性能和可行性。对开发热储能的学术论文和商业努力的回顾表明，热储能系统倾向于遵循以下三种策略之一：
（1）电厂基础设施的再利用。
（2）在中等温度下提高效率。
（3）高温系统。
按照技术成熟度递减的顺序列出了这三种策略。如表4.2所示，每种策略的技术将随着时间的推移而成熟，为热储能系统提供从现在到2050年以后的作用。
表4.2 热储能系统的三种近期和长期策略
4.4.1 电厂基础设施的再利用
许多发电厂（尤其是燃煤发电厂）由于无法再经济运行或达到环境标准，在其预期寿命结束之前就退役了。如今，这种情况正在美国和欧盟等工业化地区发生。中国和印度等拥有的一些运营时间不太长的燃发电厂也可能提前退役，因为致力实现脱碳目标。
但也有机会将这些发电厂重新用于热储能。如图4.8所示，蓄热器和产生蒸汽的热交换器将取代燃烧锅炉。电阻加热器或热泵将从电网中汲取（低碳/零碳）电力为系统充电。现有的涡轮机、水泵、冷却塔和其他设备将被重新用于发电而不会产生碳排放。
图4.8 使用热储能系统改造蒸汽轮机示意图
乍一看，蒸汽朗肯循环的效率似乎太低，无法实现经济运行。但是，如果另一种选择是提前退役。由于退役成本净废品价值，退役可能对工厂所有者产生负面价值。此外，可以利用现有的电网基础设施。最后，在600℃左右的峰值温度下，可以使用各种廉价的储能材料，与当前的两罐熔盐存储系统相比，可以降低能源资本成本。总之，这些因素可以允许在可再生能源发电比例较高的地区经济地重复使用化石燃料驱动的蒸汽轮机。
一个重要的考虑因素是被重新利用的发电厂的剩余寿命。美国的汽轮机发电厂的平均工作寿命是50年。尽管工厂之间存在基于设备、操作历史和维修情况的差异，但这是一个有用的近似值。使用蒸汽轮机进行储能可以通过降低利用率和更多循环来延长或缩短标称50年的使用寿命。图4.9上部的图表显示了美国小于50年的汽轮机装机容量的工作寿命。底部的图表显示了根据50年的工作寿命预计该容量何时退役。该图使用来自美国环境保护署2018数据库的数据，并未考虑新增产能。
图4.9美国汽轮机容量三年工作寿命分布
从现在到2040年，许多美国燃煤发电厂的运行寿命将达到50年，这限制了它们作为热储能设施的潜在寿命。由于大多数燃煤发电厂是在2000年之后建造的，因此与联合循环发电厂相连的蒸汽轮机可以保持更长时间的可用时间。虽然需要进行更详细的分析，但这些电厂在使用热储能系统进行改造之后，可以通过有针对性的维修来延长其使用寿命。
如图4.10所示，现有发电厂分布在美国各地，因此该策略不受地域限制。考虑到改造后的电厂，利用美国燃煤电厂很短的时间窗口需要有足够的剩余寿命来收回成本。幸运的是，实施该战略所需的技术已处于高度技术准备状态，可以通过公共机构和私有公司协调迅速部署。此外，从聚光太阳能发电厂的建设和燃煤电厂作为联合循环发电厂的再供电方面，有相关经验可以指导设计。
图4.10 美国燃煤发电厂的地理分布
在国际上有更多的机会，因为燃煤发电厂的建造时间较晚，而且还在继续建造，尤其是在新兴市场和发展中经济体国家。随着各国重新评估燃煤发电的经济和环境影响，安装新的蒸汽轮机容量（主要是燃煤发电厂）的计划通常正在缩减。图4.11显示了当前运行电厂安装基数最大的10个国家到2050年将少于50年的汽轮机容量。该数字不包括新工厂的建设。在目前在新增产能方面领先世界的中国和印度，大多数新建和最近建造的燃煤发电厂或者是超临界的，或者是超超临界的，因此具有40%以上的效率。
图4.11排名前十的国家和世界其他地区到2050年建成工作寿命没有达到50年或以下的电厂汽轮机容量（RoW）
研究人员和商业开发商已经认识到了这个机会。已经提出了使用相变硅、陶瓷填充床或岩石来廉价储存热量的设计。一家企业于2019年开始在德国运营一个试点项目，该项目的储能容量为130MWh，装机容量为30MW。该设施使用岩石、电阻加热器和蒸汽轮机。虽然它没有改变现有发电厂的用途，但这是未来开发这个项目的意图。
虽然改造一些蒸汽轮机使用电阻加热来为热储能系统充电，而有人设想使用热泵，但蒸汽轮机仍将用于发电。在美国，美国能源部资助了这一概念的可行性研究。在德国，试点项目的工作正在进行中）。用于充电的热泵将提高往返效率，降低放电功率的成本将抵消部分增加的充电设备成本。
尽管具有这种潜力，但实际上，只有一小部分现有发电厂将具有足够的效率和灵活性，并且在适当的位置作为热储能系统运行。目前尚不清楚这一部分有多大。例如，一个技术挑战将是改造现有工厂并设计其蓄热组件，以使改造后的设施能够比最初设计用于基本负荷发电的设施更灵活地运行。否则，频繁的循环会缩短工厂的寿命。可以从正在进行的工作中利用解决方案来提高燃煤发电厂的灵活性，以应对间歇性可再生能源发电，并通过将电池与热储能系统配套等策略。电池储能系统可以提供短时储能以减少循环，当需要更长时储能，电池储能系统可以为燃煤发电厂提供预热时间。
而在未来，再利用现有电厂的策略可能会与第三种策略重叠：部署高温系统。高温系统可以作为联合循环工厂为蒸汽工厂重新提供动力，或与联合循环工厂的燃气轮机并行运行。同样，热储能系统改造可以作为中间储能选项，直到将热储能系统蒸汽工厂转换为使用氢气或其他碳中和燃料的联合循环系统变得经济。那时，蓄热组件可以提供操作灵活性。
4.4.2 在中等温度下提高效率
尽管文献中对“中温”的定义不明确，但在这里使用它来指代大约550℃～1,000℃。这些温度下的热量可以驱动替代动力循环，例如封闭式布雷顿循环，以实现40%～55%范围内的往返效率。这些循环可以与显热存储材料（如岩石）或相变材料（如铝合金）配对。
一些提议的系统使用sCO2布雷顿循环或朗肯循环发进行发电。这些循环可以通过热回收提高效率，如图4.12所示。通过回收，需要较少的外部热量，并且热量是在接近峰值循环温度的较小温度窗口内提供的。出于这个原因，对于sCO2和其他具有类似回收能力的系统，潜热储存比显热储存更明显。当显热存储系统在较小的温度范围内运行时，显热存储系统的能源成本会增加，但如果存储材料的成本足够低，显热存储仍然是一种选择。对于充电，电阻加热器通常是更好的匹配，因为高温热泵依靠显热交换而不是潜热。
图4.12 回收热量的封闭式布雷顿循环示意图
有人建议在封闭的布雷顿循环中使用sCO2或非超临界流体来排放系统，并使用反向布雷顿循环（即热泵）为系统充电。这种方法通常被称为抽水蓄热。热泵系统与图4.12中所示的系统相似，只是压缩机和涡轮的位置以及流动方向将被切换。对于非超临界流体，研究集中在使用惰性气体（例如氦气、氩气和氮气）作为工作流体。这种方法通过专注于提高充电效率来提高往返效率，从而降低电力的交付成本。热回收可用于提高充电和放电效率。即使有所回收，这种动力循环的某些版本也可以具有更大的外部热量温度范围，使其适合潜热或显热储存。
如第4.3.1节所述，相对于充电电力的资本成本，低电价降低了高充电效率的好处。此外，充电效率不会影响所需储能材料的数量。
热泵也可用于在低于环境温度下储存热能。冷存储提高了排放效率，而不需要热存储提供更高的温度。使用热泵进行充电的缺点是除了安装用于排放的设备之外，还需要额外的一套涡轮机械设备，这会增加投资成本。如果采用可逆涡轮机械，则可以减轻这种额外成本。
某些版本的抽水蓄能设施可以使用现成的设备，从而降低商业化风险。目前开发sCO2电力系统的工作范围从使用兆瓦规模实验室设备的项目到兆瓦级示范工厂。因此目前的进展速度表明，公用事业规模的部署很可能在2050年之前实现。
4.4.3 高温系统
第三种策略使用高温储存技术，其温度范围从1,000℃到2,400℃或可能更高。在此范围内的温度可以使用联合循环或固态能量转换器，它们可以实现50%～60%的效率。这两种技术都可以产生显热或潜热。每种类型的示例如图4.13所示。
图4.13不同设计的高温TES系统示例
对于显热或潜热系统，基于涡轮机械的设计通常将技术风险限制在将储能系统连接到涡轮机械的热交换器以及与能源相关的组件上。然而，在启动时间和升温速率等属性方面的技术改进可能会受到限制，特别是在联合循环系统采用蒸汽朗肯循环的情况下。相比之下，替代能源转换器（即固态设备）仍需要研发才能实现类似的效率和单位功率成本，但它们具有更好的全面性能潜力。这包括即使在小规模下也能实现高效率。
在系统层面，这些设计在储能系统和排放组件中都引入了风险。相比之下，改造策略可以使用既定的储能和排放技术。第二种策略的大部分风险在于排放组件，尽管使用潜热储存也会带来风险。
图4.13没有提供高温系统的抽样。但可用设计的多样性表明，鉴于技术上的不确定性，尚未出现主导设计。该图左上角显示的系统使用带有流化床热交换器的颗粒存储来为联合循环提供动力。右上角的系统使用带有空气布雷顿涡轮机的硅潜热。该系统的一个版本已被部署用于澳大利亚的一个商业试点项目。但是，该项目包含燃气加热，因此它并不代表纯粹的储能技术。随着进一步的发展，该系统的联合循环配置可以提高效率。右下角显示的系统使用相变硅合金和热离子增强型热光伏电池。它的模块化设计可能有助于克服扩展挑战。左下角的系统使用来自液态硅的显热在2,400℃的峰值温度下为热光伏电池供电。
高温系统面临几个挑战。例如冶金级硅是高温系统中的常见选择，因为它在高温(1,414℃)下熔化并且价格低廉。然而，硅在这一过程中会膨胀，这会在容器中产生应力。随着时间的推移，这些应力会导致裂缝并导致安全壳失效。一种解决方案是使用合金硅来减少这种膨胀；然而，即使比例很小，合金元素也可能很昂贵。此外，容器与硅或硅合金之间可能发生化学反应——因此，确保低反应性一直是研究的主题。
一种设计使用平行铺设的石墨块来储存约2,000℃的热量，并通过热光伏电池面板发电。当热光伏电池面板在石墨块之间滑动时，热量会以辐射方式传递到热光伏电池面板。更少的运动部件和显热的使用简化了系统设计。与所有散装固体储能系统一样，这种设计的权衡是，在局部放电条件下，石墨块块内或石墨块块之间会产生热梯度，并导致一些能量损失。
另一个挑战来自一种被称为“蠕变”的现象，它指的是材料在应力下的变形，即使在明显低于材料断裂强度的应力水平下。高温会加速蠕变，导致密封不完善和预期失效模式发生变化等问题。
在成本、性能和技术准备度之间的权衡中，高温策略选择了前两者。在保持低存储成本的同时，实现更高的效率和灵活性需要高温存储或新的功率转换设备。在结构方面，需要更多的研究来了解高温下的材料性能并确保工厂预期寿命的可靠性。
4.5 成本估算
表4.3显示了两个代表性热储能系统的关键指标的说明。而一些发表论文和报告的数据被直接使用或作为参数来进行成本估算。尽管已经建造了一些示范工厂，但尚未建造公用事业规模的TES设施。在这个早期阶段，在预测到2050年的成本和性能时存在很大的不确定性。这项研究做出了几个假设，例如关于功率转换设备的学习率。具有sCO2功率块的碎石存储是遵循在中等温度下提高效率的策略的系统的代表。采用TPV电池的液态硅存储是遵循高温策略的系统的代表。尽管目前这两个系统在技术上都没有准备好，但由于技术风险较低，碎石和二氧化碳系统被选为产能扩张模型中的代表性TES技术。
表4.3中的估计表明，TES有可能实现长期存储技术的成本目标低于20美元/kWh。这两个系统之间的区别之一是它们在储能成本和效率之间做出的权衡。液态硅系统由于温度较高而具有较高的储能成本，这使得效率略高。由于TPV电池的模块化和制造工艺，预计未来基于TPV的系统的放电功率成本会低于基于涡轮机的系统。
4.6 结论和要点
TES是一种有前途的长时储能的选择，因为热量可以存储在廉价材料中。这类技术的主要挑战是将热量高效且经济地转化为电能。本章介绍了应对这一挑战的三种方法：重新利用现有蒸汽轮机的发电厂、使用替代动力循环以及开发高温材料和动力转换设备以达到更高的效率水平，并降低电力成本。每项战略的主要内容和相关政策建议总结如下。
•通过用储热装置和新的蒸汽发生器替代现有蒸汽轮机发电厂使用的化石燃料和锅炉，现在可以实施重新利用现有蒸汽轮机发电厂的战略。
–需要改进的领域包括降低能源成本和制定优化集成和运营的工程计划。而运营聚光太阳能发电的经验可以转化为亚临界蒸汽电厂，通过更多的实践，TES可以扩展到超临界和超超临界电厂。后两种类型的工厂可能会在更长的时间内保持在线状态，因为它们的效率更高，并且部署在脱碳时间表更长的国家。
–在此期间，添加TES来补充燃烧将减少排放，并为应对太阳能和风力发电机的间歇性输出提供灵活性。一旦证明了这一策略，政府和化石燃料发电厂的所有者可能会发现TES为重新利用其他搁浅的资产提供了一个有吸引力的机会。
•第二种策略使用替代动力循环，即封闭式布雷顿循环，在中等温度（550℃～1,000℃）下具有更高的效率。
–尽管仍有技术挑战需要解决，但这些功率循环的商业演示正在非存储应用中进行。
–随着对燃气开放式布雷顿涡轮机的需求下降，燃气轮机行业可能会发现为低碳或零碳火力发电厂制造和维修这些涡轮机的重要机会。
–非储能应用的进步将降低成本，并为遵循这一策略的储能系统带来好处。
•需要研发以推进利用高温材料和功率转换器件的第三个战略，以达到高效率并降低电力成本。出于这个原因，电网规模部署在2030年代不太可能实现，但在2050年前可能是可行的。
–这种方法的一个挑战是提高高温材料的寿命性能，以确保它们在工厂的整个生命周期内都是可靠的。这包括所有辅助组件，例如管道、泵和传感器，它们可能需要从低温对应物重新设计。
–如果可以解决工程问题，高温TES系统有望实现低能源成本、相对较低的电力成本、高效率和良好的灵活性。
•推进这些战略中的每一项的政策应反映各国的发展阶段。
–美国能源部已经资助了TES与燃煤电厂整合的研究。对改造能力的分析与对代表性工厂的详细研究相结合，将为改造战略的潜力提供更准确的评估。
–通过美国能源部贷款计划办公室、州能源创新赠款或其他计划支持首创项目，可以启动该行业。
–将替代动力循环商业化的努力将受益于扩大计划的资金和对制造的支持。
–开发高温TES系统（第三种策略）的努力将受益于应用研究，以提高对高温材料、工程和能量转换系统的理解和能力。
•正如个人电子产品和电动汽车等大容量市场推动了可充电电池的经验和降价一样，TES将受益于早期在火力发电厂灵活性和热储能的应用。在这些领域学习将增加行业经验和市场对此类储能的熟悉度，为电网规模的TES铺平道路。与此同时，该技术可以支持建筑和工业部门的减排。
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