一种利用深部含水层进行压缩气体储能的方法与流程

本发明涉及压缩气体储能技术领域，尤其涉及一种利用深部含水层进行压缩气体储能的方法。

背景技术：

为解决太阳能、风能等可再生能源电力存在间歇性和不稳定性等问题，将用电低峰期多余能量储存，用于平抑电网峰谷差，提高可再生能源上网率。目前，除抽水蓄能技术以外，压缩气体储能技术是另一种能够实现大规模电力储能的技术。

现有的压缩气体储能系统中，储气装置通常采用地下储气室或者人工储气罐。其中，地下储气室具有造价低、储气容量大等优点，被广泛应用于大型压缩气体储能系统。然而，现有地下压缩气体储能普遍存在以下几个问题：

(1)储气室大多数以盐洞、废弃矿井、岩石洞穴等为基础建造，建库成本较高且对地质要求较高，限制了地下压缩气体储能技术的发展。

(2)虽然将地下含水层作为储存压缩气体的储气室能够在一定程度上解决地质条件的限制，但压力扩散及含水层垫层气能量扩散等问题依然存在，难以满足系统长时间储能释能循环要求。

因此，如何提供一种地层适应性强和系统储能效率高的地下压缩气体储能方法，是亟需解决的难题。

技术实现要素：

(一)要解决的技术问题

基于上述问题，本发明提供一种利用深部含水层进行压缩气体储能的方法，提高地层适应性和系统储能效率。

(二)技术方案

基于上述的技术问题，本发明提供一种利用深部含水层进行压缩气体储能的方法，包括以下步骤：

s1、通过对目标地层进行地质钻探，探明深部地层的岩层分布、测量各地层渗透率；

s2、通过压缩/压气试验，检查上覆盖层的密封性和目标含水层的系统连通性；

s3、选择能承受高温高压气体的钻井管道，实施完井，布置能抵抗高压气体泄漏的封井隔气塞，井头、井中及井底压力温度传感器，进行目标含水层井筒射孔；

s4、在工作井附近布置地面压缩气体储能电站，开展缓冲气体和工作气体注入速率极值测定；

s5、向目标含水层注入缓冲气体形成垫层气，垫层气包围的空间即为储气空间；

s6、向所述储气空间中循环注入和抽采工作气体进行储能和释能，并实时监测井筒、储气空间的温度、压力变化；

s7、判断井筒出口的出气量和出气压力是否能满足释能效率和发电量，若是，则继续步骤s6，若否，则进入步骤s5。

进一步的，步骤s1中的岩层分布满足如下要求：所述目标含水层的厚度在15m以上，埋藏深度在400m以上，其上的上覆盖层和其下的下伏岩层应具有不透水性，所述上覆盖层及目标含水层倾角应小于10°。

进一步的，步骤s1所述的各地层的渗透率为：所述目标含水层的渗透率在0.01～10达西之间，孔隙率在0.1以上，所述上覆盖层和下伏岩层的渗透率小于0.001倍目标含水层的渗透率。

进一步的，步骤s3所述的钻井管道和井筒为能抵抗循环高温高压转化至低温低压循环气体压力作用的高强度合金，且具有隔热作用。

进一步的，步骤s4所述的地面压缩气体储能电站包括气体涡轮机一、气体涡轮机二、气体压缩机一、气体压缩机二、压缩系统控制器、发电系统控制器、级间冷却器、级后冷却器、换热器、再热器、进气节流阀、出气节流阀和电动机/发电机；电动机与压缩控制器连接，发电机与发电控制器连接，压缩控制器与气体压缩机一、气体压缩机二电连接，气体压缩机一、级间冷却器、气体压缩机二、级后冷却器、进气节流阀依次通过管道连接，出气节流阀、换热器、气体涡轮机一、再热器、气体涡轮机二、换热器依次通过管道连接。

进一步的，步骤s5所述的缓冲气体的注入量、注入速率、注入总时间与储能规模关联，所述缓冲气体的注入总量应为所述工作气体的注入总量的3倍以上。

进一步的，步骤s6所述的注入和抽采工作气体进行储能和释能为日循环操作模式，以24小时为一个周期，分为4个阶段，分别为：注入储能阶段、第一次停注阶段、抽采释能阶段，第二次停注阶段，循序为:

s6.1、注入储能阶段：打开进气节流阀，关闭出气节流阀，利用电网富余电力或可再生能源，采用气体压缩机将压缩后的高温高压气体通过注入目标含水层；

s6.2、第一次停注阶段：关闭进气节流阀，关闭出气节流阀，将工作气体储存于目标含水层的储气空间；

s6.3、抽采释能阶段：在用电高峰时段，开启出气节流阀，抽采工作气体通过气体涡轮机和加热系统，进行能量释放，产生电能输入电力；

s6.4、第二次停注阶段：关闭出气节流阀，待电网有富余电力或可再生能源后。

进一步的，所述缓冲气体为空气、二氧化碳或氮气，所述工作气体为空气。

(三)有益效果

本发明的上述技术方案具有如下优点：

(1)本发明在进行气体压缩能源储存前，通过充分的地质调研，保障地质条件能满足系统长期稳定运行要求；

(2)本发明采用缓冲气体比工作气体先注入的方法，形成的垫层气能够有效阻止水体侵入，维持储气空间一定的压力和容积，从而增强储气空间的密闭性和稳定性，减少气体泄露，提高系统储能效率；

(3)本发明的储气空间位于含水层，而含水层空间分布甚广，则储气空间的选址适用性强，相比于电池储能、抽水蓄能等方法，本发明采用的气体储能成本更低。

附图说明

通过参考附图会更加清楚的理解本发明的特征和优点，附图是示意性的而不应理解为对本发明进行任何限制，在附图中：

图1为本发明利用深部含水层进行压缩气体储能的方法的流程图；

图2为本发明实施例的地面压缩气体储能电站示意图；

图中：1：气体压缩机一；2：气体压缩机二；3：气体涡轮机一；4：气体涡轮机二；5：压缩系统控制器；6：发电系统控制器；7：级间冷却器；8：级后冷却器；9：换热器；10：再热器；11：进气节流阀；12：出气节流阀；13：地下岩层；14：上覆盖层；15：目标含水层；16：下伏岩层；17：井筒；18：储气空间；19：垫层气。

具体实施方式

下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。

本发明公开了一种利用深部含水层进行压缩气体储能的方法，该方法如图1所示，包括以下步骤：

s1、通过对目标地层进行地质钻探，探明深部地层的岩层分布、测量各地层渗透率；

地层的岩层分布从表到里分布包括地下岩层13、上覆盖层14、目标含水层15、下伏岩层16，所述目标含水层15的厚度在15m以上，埋藏深度在400m以上，其上的上覆盖层14和其下的下伏岩层16应具有不透水性，所述上覆盖层14及目标含水层15倾角应小于10°，有背斜且无裂缝岩层更适宜。

所述目标含水层15的渗透率在0.01～10达西之间，孔隙率在0.1以上，所述上覆盖层14和下伏岩层16的渗透率小于0.001倍目标含水层15的渗透率。

s2、通过压缩/压气试验，检查上覆盖层14的密封性和目标含水层15的系统连通性；所述的上覆盖层14包括泥岩、页岩和致密灰岩等，上覆盖层14的渗透率和孔隙度极低且具有较高的突破压力。

s3、选择能承受高温高压气体的钻井管道，实施完井，布置能抵抗高压气体泄漏的封井隔气塞，井头、井中及井底压力温度传感器，进行目标含水层15井筒射孔；钻井管道和井筒17选择能抵抗多年循环高温高压转化至低温低压循环气体压力作用下的高强度合金，均应具有较好的隔热性，防止热量/能量的流失。

s4、在工作井附近布置地面压缩气体储能电站，开展缓冲气体和工作气体注入速率极值测定；所述地面压缩气体储能电站如图2所示的实施例的地上部分，包括气体涡轮机一3、气体涡轮机二4、气体压缩机一1、气体压缩机二2、压缩系统控制器5、发电系统控制器6、级间冷却器7、级后冷却器8、换热器9、再热器10、进气节流阀11、出气节流阀12和电动机/发电机；电动机与压缩控制器5连接，发电机与发电系统控制器6连接，压缩控制器5与气体压缩机一1、气体压缩机二2电连接，气体压缩机一1、级间冷却器7、气体压缩机二2、级后冷却器8、进气节流阀11依次通过管道连接，出气节流阀12、换热器9、气体涡轮机一3、再热器10、气体涡轮机二4、换热器9依次通过管道连接。

s5、向目标含水层15注入缓冲气体形成垫层气；缓冲气体的注入量、注入速率、注入总时间与储能规模关联，缓冲气体的注入总量应为工作气体的注入总量的3倍以上。

如图2所示实施例的地下部分，上覆盖层14下的目标含水层15通过注入缓冲气体，排开目标含水层15中的水形成不透水气囊即垫层气19，以及被垫层气19包围的一定容积的储气空间18，缓冲气体可以为压缩空气、二氧化碳或氮气；所述储气空间18用于储存工作气体，工作气体为压缩空气。

s6、向所述储气空间18中循环注入和抽采工作气体进行储能和释能，并实时监测井筒17、储气空间18的温度、压力变化；

所述储能和释能为日循环操作模式，以24小时为一个周期，分为4个阶段，分别为注入储能阶段、第一次停注阶段、抽采释能阶段，第二次停注阶段，循序为:

s6.1、日循环操作储能：打开进气节流阀11，关闭出气节流阀12，将气体利用电网富余电力或可再生能源，采用气体压缩机将压缩后的高温高压气体通过注入井压入目标含水层15；

s6.2、关闭进气节流阀11，关闭出气节流阀12，将工作气体储存于目标含水层15的储气空间18；

s6.3、日循环操作释能：在用电高峰时段，开启出气节流阀12，抽采工作气体通过气体涡轮机和加热系统，进行能量释放，产生电能输入电力；

s6.4、关闭出气节流阀12，待电网有富余电力或可再生能源后，进入步骤s6.1。

结合如图2所示的实施例，在储能过程中，利用电网富余电能或可再生能源电力(如风电、水电、光伏发电等)驱动电动机，通过压缩系统控制器5使与电动机同轴联接的气体压缩机一1工作，将环境压力下的气体压缩为高温高压的气体，高温高压的气体经过级间冷却器7的冷却，进入气体压缩机二2进一步压缩，进一步压缩后的高温高压的压缩空气进入级后冷却器8冷却，经冷却后的压缩空气经进气节流阀11进入井筒17，在目标含水层15的储气空间18内存储；

在释能过程中，储气空间18释放的压缩空气经出气节流阀12进入换热器9加热，然后进入气体涡轮机一3做功发电，做功后的压缩空气进入再热器10再次加热后，进入气体涡轮机二4做功发电，废气余热再返回换热器9，继续加热工作气体，气体涡轮机一3、气体涡轮机二4与发电机通过发电系统控制器6同轴联接，驱动发电机发电。

s7、判断井筒17出口的出气量和出气压力是否能满足释能效率和发电量，若是，则继续步骤s6，若否，则进入步骤s5。

综上可知，通过上述的一种利用深部含水层进行压缩气体储能的方法，具有如下优点：

(1)本发明在进行气体压缩能源储存前，通过充分的地质调研，保障地质条件能满足系统长期稳定运行要求；

(2)本发明采用缓冲气体比工作气体先注入的方法，形成的垫层气能够有效阻止水体侵入，维持储气空间一定的压力和容积，从而增强储气空间的密闭性和稳定性，减少气体泄露，提高系统储能效率；

(3)本发明的储气空间位于含水层，而含水层空间分布甚广，则储气空间的选址适用性强，相比于电池储能、抽水蓄能等方法，本发明采用的气体储能成本更低；

(4)本发明采用的钻井管道和井筒为能抵抗多年循环高温高压转化至低温低压循环气体压力作用下的高强度合金，并具有较好的隔热作用，既减少热量/能量的流失，也确保系统的长时间使用；

(5)本发明的地面压缩气体储能电站中，换热器、气体涡轮机一、再热器、气体涡轮机二、换热器依次管道连接，实现气体循环发电，提高能量利用率。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；虽然结合附图描述了本发明的实施方式，但是本领域技术人员可以在不脱离本发明的精神和范围的情况下做出各种修改和变型，这样的修改和变型均落入由所附权利要求所限定的范围之内。