压缩空气储能示范进展及商业应用场景

压缩空气储能发展前景？

郭祚刚：随着以新能源为主体的新型电力系统的提出，储能技术，特别是压缩空气储能等大容量物理储能技术在新型电力系统中将扮演重要角色。在应用场景方面，压缩空气储能技术一方面可以通过电能存储与释放，实现夜间“风电出力高峰”与白天“电网负荷高峰”的双峰跨时空协同；另一方面，也可以通过参与电网调频服务，辅助新型电力系统的稳定运行。在技术路线方面，以“压缩热利用为主导的无补燃型压缩空气储能技术路线”与以“‘压缩热利用+天然气补燃’耦合的喷射补燃压缩空气储能技术路线”都处于蓬勃发展阶段，大容量、低成本与高性能的压缩空气储能技术将在“双碳目标”战略中扮演重要角色。

（来源：《南方能源建设》）

郭祚刚 (第一作者)

■ 男，高级工程师，博士，研究方向为综合能源技术，新型压缩空气储能技术。

引用本文: 郭祚刚, 马溪原, 雷金勇, 袁智勇. 压缩空气储能示范进展及商业应用场景综述[J]. 南方能源建设, 2019, 6(3): 17-26. Zuogang GUO, Xiyuan MA, Jinyong LEI, Zhiyong YUAN. Review on Demonstration Progress and Commercial Application Scenarios of Compressed Air Energy Storage SystemLIU [J]. Southern Energy Construction, 2019, 6(3): 17-26(in Chinese)..

你听过压缩空气储能吗？电力负荷低谷期将电转发成能量储存电力负荷高峰期释放能量发电。

压缩空气储能的定义

在碳达峰、碳中和两大目标约束下，可再生能源有望得到大力发展。由于以风电、太阳能发电为代表的可再生能源具有时空不均衡性，高比例的可再生能源并网将对储能技术提出更高要求。储能技术可在提高可再生能源消纳比例、保障电力系统安全稳定运行等方面发挥重要作用，是支撑我国大规模发展可再生能源、保障能源安全的关键技术。随着储能技术研发的持续推进和市场机制的逐步完善，储能将为构建以可再生能源为主体的新型电力系统提供有力支撑，助力碳达峰、碳中和目标达成。其中压缩空气储能是继抽水储能之后，第二大被认为适合GW级大规模电力储能的技术。

压缩空气储能（Compressed-Air Energy Storage, CAES ）是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。通俗来说就是在用电低谷时，将空气压缩储存于储气室中，将电能转化为空气能存储起来；在用电高峰时释放高压空气，带动发电机发电。整个发电过程对大气无污染，为绿色环保能源发电项目。因此作为一种新型的储能技术，压缩空气储能已经被写入国家“十四五”规划中。根据目前技术形式分类，压缩空气储能分为传统压缩空气储能、带储热装置的先进压缩空气储能系统、液气压缩的液态空气储能系统等。其中，目前先进压缩空气储能已出现大规模建设案例，液态空气储能仍停留在示范项目阶段。

更值得一提的是，百兆瓦级的先进压缩空气储能技术是目前面向大规模长时储能市场产业化的最佳功率级别，对我国整个压缩空气储能产业发展和大范围应用有着推动意义。同时，在能源行业存储、技术驱动方面，为碳中和和构建新型电力系统提供有力支持，该系统用蓄热装置代替传统压缩空气储能系统的燃烧室，摆脱了对天然气、石油等化石燃料的依赖，可实现对环境的零排放，零污染。

传统的压缩空气储能主要部件包括压缩机、压缩空气存储器、燃烧室、膨胀机和电动机/发电机等。在储能过程中，空气从大气环境进入压缩机，被压缩成高压空气后储存在压缩空气存储器中。在能量释放过程中，压缩空气存储器中的高压空气首先进入燃烧室，与燃料混合燃烧，成为高温高压空气，接着进入膨胀机发挥其作用，从而输出电能。

▲压缩空气储能技术原理

经过近50年的生产运作和不断发展，压缩空气储能已成为除抽水蓄能之外的另一种大规模物理储能技术，其特点是容量最大、技术成熟和商业化。相较于电池储能、飞轮储能等其他形式的储能技术，压缩空气储能具有储能效率高、使用寿命长、储放容量大、投资成本较低等优点。能够在实现电网削峰填谷、促进新能源高效消纳、提升电力系统安全性和灵活性等方面发挥重要作用。

但截至2020年底，我国已投运的压缩空气储能装机规模尚不及抽水蓄能装机规模的千分之一，存在巨大发展空间。如何提高压缩空气储能的效率，获得更好的经济效益，已成为迫切需要研究解决的重要课题。

压缩空气储能的类型

目前，比较受关注的压缩空气相关的储能技术有三种。

1. 盐穴压缩空气储能系统

压缩空气储能是利用剩余电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内，需要时再释放出来驱动汽轮机发电。这种技术多年前就已经出现，关键在于成本：大容量、密封性好的容器是很贵的。利用开采盐矿后剩余的矿洞来储存压缩空气是这一领域最新的发展趋势，我国目前已有示范性项目即将建成。

盐穴，即盐矿开采后留下的矿洞，是一种宝贵的不可再生资源。我国盐穴资源丰富，大部分体积巨大且密封性良好，适于储存石油、天然气等重要战略物资，也是储存高压空气的理想场所。

▲ 传统压缩空气储能系统原理图

2. 液态空气储能系统

利用天然矿洞来储存压缩空气成本虽然很低，但这种矿洞资源可遇而不可求，可以使用的地方很有限。同样是使用压缩空气作为储能方式，英国的一家公司试图让这种方案具有更广的适用范围。利用剩余电力将空气降温到零下196℃，空气将被液化，这样体积便缩小了近700倍，极大地降低了对储存装置容量的需求。需要输出电力时，空气膨胀驱动发电机即可供电，转化效率约为60%~70%。这比电池效率略低，但是储罐的成本非常低，而且不需要补充耗材，使用寿命很长，具有大规模推广的潜力。

该系统是由来自英国赫特福德郡的自学成才的“后院发明家”彼得·迪尔曼设计的，已获得英国政府的1000万英镑资助，建成的50 MW储能设备将为曼彻斯特附近大约50000个家庭存储5个小时的电力。Carlton Highview Storage还计划在英国进一步开发四个液态压缩空气储能项目，储能容量总计超过1GWh。

Highview的液态压缩空气储能解决方案具有30-40年的使用寿命，效率约为60%~70%，已通过几个MW规模的试点项目证明，在GW规模或每个项目数百MW的规模下是最经济的。据外媒2020年10月28日报道，Highview宣布与总部位于智利的Energia-Latina S.A. Enlasa (Enlasa)成立合资公司(JV)，将在智利和其他拉美市场开发“GW级低温压缩空气储能项目”。

3. 多能互补压缩空气储能海上电站

多能互补压缩空气储能海上电站是一种新颖的综合性技术装备，目前还在技术研发阶段。海上电站海浪能部分采用浮筒-气缸结构，利用海水的浮力及海浪的上下起伏将环境空气压缩进入集气管；风能部分采用垂直轴风轮-空压机（机头）结构，利用自然风能将环境空气压缩进入集气管；槽式太阳能集热管系统将太阳能热量收集通过换热器将透平前压缩空气加热升温进一步增加压缩空气能量，提高透平效率，同时提高透平后尾气温度，便于尾气再利用。

海上电站海浪能利用方式不同于其它海洋能利用方式，与海水接触的设备只有钢筋混凝土框架及被限制在其中的浮筒，浮筒采用渔网浮漂材料（硬质PVC泡沫材料），该种材料具有良好的耐磨性及硬度，与框架接触方式采用滑动摩擦方式，海面下不存在任何旋转部件。海浪能压缩空气压强决定于浮筒体积及气缸直径，风能压缩空气压强决定于垂直轴风轮扫风面积及空压机设计功率，海上电站集气管压强大于透平设计进气压强，使集气管起到储能作用。据估算，6MW海上电站占海面积为9万㎡，年利用小时数8760小时，年发电量0.5亿kwh，造价3.5~4.5亿元，使用寿命70年，按全生命周期计算度电成本0.114元/kwh，不包括其它产品收入。

压缩空气储能的政策支持

我国储能产业起步较晚，近几年发展迅速。2009年起，国家加大对储能产业的关注和支持，国家发改委、科技部、工信部等部委设立专项基金，国家“863”“973”等科研项目加大储能技术比例。2010年我国《可再生能源法修正案》中首次提到储能的发展，2016年“十三五”规划明确提出重点推进包括可再生能源、能源储备设施、能源关键技术装备等能源行业八大重点工程，加快推进光热发电、大规模储能等技术研发应用。截至2019年，全球储能累计装机量增长至184.6GW，中国增长至32.4GW，占比17.6%，位居第一。

2019年7月份，由发改委办公厅等四部门联合制定了《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》，提出了六大部分共16项具体措施。在先进储能技术研发方面，要求重点推进大容量压缩空气储能等重大先进技术项目建设，推动百兆瓦压缩空气储能项目实现验证示范。

2019年月31日，工信部发布了关于《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录（2019年版）》的通告，压缩空气储能系统也被列入。要求每套额定功率≥100MW；系统效率≥65%；寿命≥30 年。

2020年这11个省市区域的重点项目涉及储能项目、电池生产、电池材料和新能源汽车类共114个项目，福建项目最多（37个），河南数量第二（27个），其中，压缩空气储能项目4个。

2021年3月12日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》全文发布。“十四五”规划和2035年远景目标纲要中明确指出在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。其中提出要实施电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等储能示范项目。

压缩空气储能的工程示范

1. 全球首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范电站地下储气装置一期工程项目正式开工。

2021年8月4日15时，由中国电建所属水电四局承建技术来源于中科院工程热物理所的全球首套百兆瓦先进压缩空气储能示范电站地下储气装置一期工程项目正式开工。项目位于河北省张北县，采用先进新型压缩空气储能技术储能发电。该系统不依赖石油、天然气等化学能源，具有技术上的优势，其整体研发进程及系统性能均处于国际领先水平。

地下储气装置建造工程分为一期和二期建造工程，一期地下储气装置储气3万立方，发电为1小时；二期地下储气装置储气7万立方，发电3小时。项目每次充电4小时便能够储蓄40万度的电能容量，相当于可满足一个中小型工厂全年的用电需求，预计项目系统效率将达到70.4%。

先进压缩空气储能技术适合长时大规模物理储能，安全性和可靠性高，建设和运行成本低，且能效较高，寿命长，储能周期不受限制，经济性好。此外，该系统不依赖任何化石原料，清洁无污染。

▲压缩空气储能项目模型

▲压缩空气储能项目效果图

2. 金坛盐穴压缩空气储能项目

金坛盐穴压缩空气储能项目是目前空气储能领域唯一国家示范项目、国内首个盐穴储能发电项目和世界首座非补燃式压缩空气储能商业电站。该项目由中盐集团、中国华能、清华大学三方共同投资建设，总投资约15亿元。项目采用清华大学非补燃压缩空气储能技术，充分利用金坛丰富的盐穴资源，并引进了华能集团电厂建设和运营的成熟经验。一期建设1套6万千瓦×5小时的盐穴非补燃式压缩空气储能发电系统，发电年利用小时数约为1660小时，电换电效率为60%以上，使用寿命超过30年，二期规划建设规模为35万千瓦，终期规模将达100万千瓦。

▲江苏金坛盐穴压缩空气储能发电国家示范项目

3. 泰安10兆瓦压缩空气储能商业电站并网

2021年8月4日，山东泰安肥城10兆瓦压缩空气储能电站一次送电成功，标志着国内首家压缩空气储能商业电站顺利实现并网。

肥城10兆瓦压缩空气储能电站设备由中国科学院研发。该项目充分利用泰安肥城边院地区地下盐穴密闭性好、稳定性高的天然优势，在电网负荷低谷时压缩空气至盐穴腔体，在电网负荷高峰时排气推动发电机发电，起到辅助电网削峰填谷的作用。

2019年11月23日，山东肥城压缩空气储能电站项目开工奠基仪式隆重举行。该项目总建设规模为1250MW/7500MWh，总投资约60亿元，分期建设实施。这次开工的为第一期工程，项目规模50MW/300MWh。项目所用储能系统由葛洲坝联合中科院工程热物理研究所共同开发生产，额定运行效率达到60%以上 。

4. 国际首个300MW先进压缩空气储能系统研发项目签约

近日，中储国能（北京）技术有限公司与中国科学院工程热物理研究所就300MW先进压缩空气储能系统研发工作签署技术开发委托合同。中国科学院工程热物理研究所将启动300MW先进压缩空气储能系统研发工作，为中储国能（北京）技术有限公司提供300MW级先进压缩空气储能系统设计和工艺图纸。据双方协议，本项目研发成果预计于2022年7月交付。该项目为国际首个300MW先进压缩空气储能系统研发项目，其顺利实施将有效推动压缩空气储能技术及产业发展。

▲300MW先进压缩空气储能系统研发项目签约仪式

5. 近几年国内外压缩空气储能项目汇总

结论

目前，全球发展最成熟的储能是抽水储能，电化学储能紧随其后。同时，以氢储能技术、压缩空气储能技术为代表的新型储能技术也在越来越多的应用场景展现价值。压缩空气储能是非常具有发展前景的大规模储能技术，被普遍看好且具有较强的商业化应用潜力。

1)国内压缩空气储能技术近年来处于蓬勃发展阶段，超临界压缩空气储能技术、绝热压缩空气储能技术及液态压缩空气储能技术均有研究覆盖，与此同时，500 kW容量等级、1.5 MW容量等级及10 MW容量等级的压缩空气储能示范工程均已建成，实现了压缩空气储能技术由理论研究阶段向示范验证阶段的突破。

2)1978年投运的德国汉特福压缩空气储能电站及1991年投运的美国阿拉巴马储能电站，经历了数十年的商业化运行验证，两座商业化储能电站的可靠运行经验对国内压缩空气储能技术商业化应用具有借鉴意义。

3)作为能量型储能技术的压缩空气储能技术，具有机组寿命周期内性能不衰减的优势，在电源侧储能、电网侧储能及用户侧储能三类场景中均有广泛应用前景。

4)电源侧储能应用场景下，压缩空气储能站以参与调峰调频等辅助服务为主要应用场景。电网侧储能应用场景下，压缩空气储能电站用途主要包括调峰调频、黑启动、缓解输配电阻塞及延缓输配电设备投资、提高供电可靠性等，发挥保底电网作用。用户侧储能应用场景下，压缩空气储能站立足于满足用户降低用电成本及提高用电可靠性的需求，具体可包括基于峰谷电价的用电成本管理场景，基于两部制电价的容量费用管理场景，基于提升电能质量及用电可靠性的场景、参与电力辅助服务市场场景。