压缩空气储能技术发展现状及前景

中国科学院工程热物理研究所 陈海生?纪律

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引言

储能技术是解决可再生能源大规模接入、提高常规电力系统和区域能源系统效率、安全性和经济性的迫切需要，被称为能源革命的支撑技术和战略性新兴产业。截至2017年底，我国储能装机为28.9吉瓦，约占全国电力总装机的1.6%，远低于世界2.7%的平均水平。预计到2050年，我国储能装机将达到200吉瓦以上，占发电总量的10%~15%，市场需求巨大而迫切。压缩空气储能具有规模大、效率高、成本低、环保等优点，被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。

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传统压缩空气储能技术

传统压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术开发的储能系统。在用电低谷，将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃烧室同燃料一起燃烧，然后驱动透平发电。目前已在德国（Huntorf290兆瓦）和美国（McIntosh110兆瓦）得到了商业应用。但是传统压缩空气储能系统存在三个主要技术瓶颈，一是依赖天然气等化石燃料提供热源；二是需要依赖大型储气洞穴，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等；三是系统效率较低，Huntorf和McIntosh电站效率分别为42%和54%。

图1 传统压缩空气储能系统原理图

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新型压缩空气储能技术

为解决传统压缩空气储能的技术瓶颈问题，近年来，国内外学者开展了新型压缩空气储能技术研发工作，包括绝热压缩空气、蓄热式压缩空气储能及等温压缩空气储能（不使用燃料）、液态空气储能（不使用大型储气洞穴）、超临界压缩空气储能和先进压缩空气储能（不使用大型储气洞穴、不使用燃料）等。目前，国际上已建成兆瓦级新型压缩空气储能系统示范的机构共4家，分别是英国Highview公司（2兆瓦液态空气储能系统，2010年）、美国SustainX公司（1.5兆瓦等温压缩空气储能系统，2013年）、美国GeneralCompression公司（2兆瓦蓄热式压缩空气储能系统，2012年）和中国科学院工程热物理研究所（1.5兆瓦超临界压缩空气储能系统，2013年和10兆瓦先进压缩空气储能系统，2016年）。其中，中国科学院工程热物理研究所于2016年建成国际首套10兆瓦先进压缩空气储能示范系统，系统效率达60.2%，是全球目前效率最高规模最大的新型压缩空气储能系统，目前中国科学院工程热物理研究所正在研发国际首套100兆瓦级先进压缩空气储能示范系统，预计2020年左右建成。

代表性新型压缩空气储能技术包括：

（一）绝热压缩空气储能系统

该系统在储能时，通过压缩机将空气压缩至高温高压状态后，利用储热系统将压缩热储存，空气降温并储存在储罐中。释能时，将高压空气释放，利用储存的压缩热使空气升温，然后推动膨胀机做功发电。该系统回收压缩热再利用，使效率得到了提高，同时去除了燃烧室，实现了零排放，但压缩过程能耗较高，由于压缩机出口的空气温度高，对设备材料要求高。

图2 绝热压缩空气储能系统原理图

（二）蓄热式压缩空气储能系统

该系统同绝热压缩空气储能系统的区别在于该系统在压缩过程级间换热及储热，绝热压缩空气储能在全部压缩过程结束后储热。相较于绝热压缩空气储能，蓄热式压缩空气储能系统的储热温度及储能密度较低，但其压缩机耗能减小，且对于压缩机材料要求不高。该系统缺点在于增加了多级换热及储热，系统初投资有所增加。

图3 蓄热式压缩空气储能系统原理图

（三）等温压缩空气储能系统

该系统采用一定措施（如活塞、喷淋、底部注气等），通过比热容大的液体（水或者油）提供近似恒定的温度环境，增大气液接触面积和接触时间，使空气在压缩和膨胀过程中无限接近于等温过程，将热损失降到最低，从而提高系统效率。此外，该系统不需要补燃，摆脱了对化石燃料的依赖，但未摆脱对大型储气洞穴的依赖。

图4 等温压缩空气储能原理图

（四）液态空气储能系统

该系统将电能转化为液态空气的内能以实现能量存储的技术。储能时，系统驱动空气分离及液化装置，产生液化空气，储存于低温储罐中；释能时，将低温储罐中液态空气加压吸热，随后驱动透平发电。由于空气的液化存储，大幅减少存储装置尺寸，从而不需要大型储气室。

图5 液态空气储能系统原理图

（五）超临界压缩空气储能

2009年，中国科学院工程热物理研究所在国际上原创性地提出先进超临界压缩空气储能技术，可以同时解决传统压缩空气储能系统的三大技术瓶颈。其工作原理是：储能时，系统利用电力驱动压缩机将空气压缩到超临界状态，在回收压缩热后利用存储的冷能将其冷却液化，并储于低温储罐中；释能时，液态空气加压回收冷量达到超临界状态，并进一步吸收压缩热后通过透平膨胀机驱动电机发电。该系统利用液态空气存储提高储能密度，解决了对大型储气室的依赖；利用压缩热回收解决了对化石燃料的依赖，并进一步提高了系统效率。

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主要应用领域

（一）电力系统调峰

目前，每日的用电负荷是波动变化的，且峰谷差日趋增大。压缩空气储能作为大规模容量型储能技术，可将用电低谷多发出的电能储存，在用电高峰释放，实现电力系统削峰填谷，减少发电装机及电网容量，提升电力系统效率和经济性。

（二）可再生能源

可再生能源具有间歇性、不稳定性，直接发电并网对电网冲击很大，故弃风、弃光现象严重。压缩空气储能可将间断、不稳定、不可控的可再生能源发电储存，再按照需求平稳、可控的释放，具有平滑波动、跟踪调度输出、调峰调频等功能，实现可再生能源发电大规模并网。

（三）分布式能源系统

分布式能源系统是未来高效、低碳、高安全性能源系统的主要发展趋势。但其相较于大电网，具有负荷波动大、系统调节能力差、故障率高等缺点。压缩空气储能可作为负荷平衡装置及备用电源，有效解决上述问题，提高系统的供电可靠性、稳定性，并可实现黑启动及孤网运行。

（四）电力系统调频

压缩空气储能电站可以同燃气轮机电站、火电站或抽水蓄能电站一样起到电力系统调频的作用。当该电站与其他储能技术如超级电容、飞轮、化学电池等相结合，调频速度会更快更有效。

（五）其他应用

压缩空气储能在其他领域也有广泛应用，如为汽车、高尔夫球车等移动设备提供动力；作为不间断电源（UPS），为数据机房、精密仪器制造、医疗设施、国防设施等提供保障性电源；经膨胀机做功发电后释放的空气由于温度低且经过净化，可用于空调系统为建筑提供新风和冷量。

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挑战及前景

（一）技术性能需要进一步提升

目前，新型压缩空气储能最高效率为60%左右，同300兆瓦级抽水蓄能的效率70%～75%相比尚有提升空间；其系统最大规模为10兆瓦，尚未达到传统压缩空气储能100兆瓦规模；其单位成本约为6000～10000元/千瓦暨1500～2500元/千瓦时，仍有下降空间。

（二）系统规模需进一步增大

大规模化是压缩空气储能技术的发展趋势，也是其降低成本和提升性能的主要途径。现已实现应用的新型压缩空气储能技术规模偏小（1～10兆瓦），还不能满足对储能规模和经济性的要求。因此，迫切需要启动更大规模（100兆瓦级）的新型压缩空气储能技术研发，预计100兆瓦级新型压缩空气储能技术的效率可以提高到70%，其单位成本可降为约为4000元/千瓦左右暨1000元/千瓦时左右。

（三）示范和应用亟需加强

新型压缩空气储能技术的示范系统数量少，不能满足技术发展和大规模应用的示范需求，迫切需要政府、企业加强政策引导、加大资金支持。目前尚未形成系统的电价补偿和激励政策，抽水蓄能的有关政策也不适用压缩空气储能，全球商业运行的电站较少，一定程度上影响了压缩空气储能技术的推广和应用。

随着能源革命的逐步深入，储能技术不断发展，大规模压缩空气储能示范项目的陆续建成，压缩空气储能产业也进入了发展的快车道。相信在政府的正确组织和领导下，在良好的政策环境下，在科研机构和企业的共同努力下，压缩空气储能技术一定会持续健康发展，快速实现大规模应用。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年2月22日第7期