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压缩空气储能技术及应用场景

压缩空气储能技术及应用场景综述

"压缩机"杂志原创文章

能源是国民经济赖以开展的物质根底，依据"可再生能源开展“十三五〞规划"设定的开展目标，非化石能源占一次能源消费比重在2020年与2030年将分别到达15%与20%，至2020年全国可再生能源发电装机容量将到达6.8亿千瓦，可再生能源发电电量将占据发电总量的27%。

具备波动性及间歇性特点的可再生能源电能大规模并网，对电力系统平安稳定运行水平提出了更高要求。

作为智能电网的重要组成局部，储能技术能够为电网运行提供调峰、调频及黑启动等多种效劳，能够显著提高电力系统的灵活性及平安性。

压缩空气储能技术是一种可以大容量推广的物理储能技术，为促进压缩空气储能技术开展，市科学技术委员会、XX省自然科学基金、“十二五〞国家科技方案先进能源技术领域2013年度工程指南及国家重点研发方案高新领域2017年度工程指南等科技渠道均对先进压缩空气储能技术进展了资助。

国家发改委及国家能源局等多部委联合于2017年9月发布的"关于促进储能技术与产业开展的指导意见〔发改能源〔2017〕1701号〕"明确提出开展10MW/100MWh级超临界压缩空气储能系统研发及示X，于2019年6月进一步发布的"贯彻落实〈关于促进储能技术与产业开展的指导意见〉2019-2020年行动方案"提出重点推进大容量压缩空气储能等重大先进技术工程建立，推动百兆瓦压缩空气储能工程实现验证示X。

本文针对"关于促进储能技术与产业开展的指导意见"中涉及的压缩空气储能技术进展综述，梳理了国内致力于压缩空气储能技术工程示X的研发团队及其技术。

在此根底上介绍了全球两座大容量商业化压缩空气储能电站的运行情况，跟踪国内外新型压缩空气储能技术的工程示X最新进展，以较全面的视角对已投运多年的商业化储能站运行经历及近年来压缩空气储能技术的开展状况进展综述，同时以电源侧储能站场景、电网侧储能站场景及用户侧储能站场景为切入点开展了压缩空气储能技术的商业场景适用性分析，为压缩空气储能技术开展提供借鉴。

1储能市场及储能技术

根据"储能产业研究白皮书2019"公布的储能预测数据，至2025年我国的抽水蓄能累计装机容量将到达90GW，至2023年我国的电化学储能累计装机容量将到达20GW。

截至2018年底，我国的储能装机累计容量已经到达31.3GW，其中抽水蓄能电站累计容量为29.99GW，电化学储能电站的累计装机容量为1072.7MW，电化学储能电站中的锂离子电池储能累计装机容量最高，锂离子电池储能累计装机容量为758.8MW。

相对于装机容量快速增长的电化学储能站，可大容量推广的压缩空气储能技术近年来处于快速开展状态，国内已建成500kW容量等级，1.5MW容量等级及10MW容量等级等多种容量规模的压缩空气储能示X电站，完成了多容量等级的技术验证工作。

储能技术包括机械储能及电化学储能两大类，其中大容量的机械储能技术主要包括抽水蓄能及压缩空气储能；大容量的电化学储能技术主要包括锂离子电池及铅炭电池等；典型的能量型储能技术及其优缺点详见表1。

2国内压缩空气储能研发团队及其技术

2.1中科院工程热物理研究所储能团队

中科院工程热物理研究所设立了储能研发中心，由陈海生研究员担任储能研发中心主任，承当了包括国家重点研发方案工程“10MW级先进压缩空气储能技术研发与示X〞及市科技方案工程“大规模先进压缩空气储能系统研发与示X〞等在内的多项压缩空气储能研究工程，已建成1.5MW级压缩空气储能示X工程1座〔系统效率52%〕及10MW级压缩空气储能系统示X工程1座〔系统效率60.2%〕，储能团队代表性专利之一为“超临界压缩空气储能系统〞。

2.2南网科研院新能源与综合能源团队

南方电网科学研究院新能源与综合能源团队在海上风电、储能、微电网及综合能源等领域具有技术积累。

新能源与综合能源团队成员郭祚刚博士在压缩空气储能领域具有多年研发经历，现为南方电网公司大容量储能重大科研团队成员。

郭祚刚博士自2012年开场研发新型压缩空气储能技术，完成了新型压缩空气储能博士后课题，同时承当了包括XX省自然科学基金在内的多项压缩空气储能课题，从市场需求及商业推广角度研发新型压缩空气储能技术。

在新型压缩空气储能技术研发过程中，通过引入喷射调压系统克制了降压阀调压存在较大压力能损失的技术缺陷，较大幅度提升储能系统性能，代表性专利之一为“压缩空气储能系统〞。

2.3清华大学电机系储能团队

清华大学电机系压缩空气储能团队由梅生伟教授担任负责人，参与了XXXX高新区的“500kW压缩空气储能系统示X工程〞课题，工程所需的3000万资金由国家电网投资，工程于2014年11月首次发电成功。

据报道，“500kW压缩空气储能系统示X工程〞的最大发电功率到达了420kW，单次循环发电量为360kWh，储能效率为33%。

清华大学电机系储能团队的代表性专利之一为“一种50MW绝热压缩空气储能方法〞。

2.4中科院过程工程研究所储能团队

丁玉龙教授曾担任利兹大学-中科院过程工程研究所联合储能技术研究中心首任主任，现为英国伯明翰大学-国家电网全球能源互联网欧洲研究院联合实验室共同〔创立〕主任。

丁玉龙教授储能团队利用液态空气具有密度大且易于储存的特点，研发液态空气储能技术，储能团队代表性专利之一为“液态空气储能系统能效提升装置及方法〞。

2.5国网全球能源互联网研究院储能团队

国家电网的全球能源互联网研究院储能团队致力于液态压缩空气储能技术的研发，储能团队在压缩空气储能领域已取得多项创造专利授权，代表性专利之一为“一种储罐增压型的深冷液态空气储能系统〞。

另据报道，全球能源互联网研究院压缩空气储能团队在XXX江区同里镇开展500kWh的液态压缩空气储能示X工程建立。

3商业化压缩空气储能电站

3.1德国汉特福商业化压缩空气储能电站

德国汉特福〔Huntorf〕压缩空气储能电站是全球首座投入商业运行的压缩空气储能电站，该工程在1978年服役。

FritzCrotogino等人在2001年美国Florida州举办的春季会议上分享了德国汉特福电站自1978年至2001年的20余年间运行经历，同时提供了汉特福储能电站的配置参数。

图1为汉特福储能电站流程示意图，图2为汉特福储能电站的航拍实景照片。

储能电站包括两处地下储气洞穴，在电能储存时空气压缩机组消耗电能制备高压力的空气并注入两处地下储气洞穴中；在电能输出时，地下储气洞穴内高压力空气经过阀门稳压实现压力稳定，在燃烧器内与天然气实现参混燃烧与温度提升后直接进入膨胀机做功。

汉特福储能电站的两台膨胀机之前都设置了燃烧器，末级膨胀机的高温乏气直接通过烟囱排放。

表2为德国汉特福电站的配置参数，储能电站按照电能输出与电能储存阶段空气质量流速比为4:

1进展设计，储能电站可连续储能12小时，连续输出电能3小时。

图3给出了德国汉特福储能电站的压缩机组及膨胀机组每年的启动次数。

在投运之初，该储能电站主要充当紧急备用电源角色，当电网内其他电源出现故障时，向电网提供有功输出支持，机组的平均启动可靠性为97.6%，截止目前该储能电站仍在运营。

在1978年首次投用时，储能电站的压缩机组就启动将近400次，膨胀发电机组启动次数也超过250次；到1979年，膨胀发电机组启动次数到达了450次左右。

自1985年之后，汉特福压缩空气储能电站所在的电网接入了大容量的抽水蓄能电站，电网减少了对压缩空气储能电站的调用频次。

德国汉特福压缩空气储能电站在电能输出阶段，储气洞穴内空气温度随着压缩空气以417kg/s的质量流速持续释放而相应下降，温度总下降幅度约20℃，如图4。

在储气洞穴注入气流及流出气流过程中，压缩空气与洞穴壁面1米厚度左右的岩石层存在热交换行为。

3.2美国阿拉巴马商业化压缩空气储能电站

全球投入商业运营的第二座压缩空气储能电站位于美国阿拉巴马州〔Alabama〕，该储能电站在德国汉特福储能电站的根底上增加了膨胀机排气余热再利用系统，通过在膨胀机排气烟道上布置换热器将膨胀机排气携带热量传递给储气洞穴释放的压缩空气气流，节省天然气耗量。

图5为美国阿拉巴马州压缩空气储能电站航拍照，图6为储能电站内景照片。

阿拉巴马州储能电站于1991年投入商业运行，压缩机组功率为50MW，膨胀发电机组输出功率为110MW，地下储气洞穴总容积为560,000m3，储气洞穴在地表以下450米，能够连续储能41小时，连续对外输出电能26小时。

4国内外压缩空气储能示X工程及进展

4.1日本XX道压缩空气储能示X工程

日本XX道空知郡在2001年建成了膨胀机输出功率为2MW的压缩空气储能示X工程，8MPa的压缩空气被储存在储气设备当中，储气设备的内腔安放了air-tight薄膜以防止空气泄露。

另据报道，XX道2MW压缩空气储能示X工程是日本正在开发的容量400MW机组的示X性中间机组，400MW容量的大型储能电站将利用地表以下450米深处的煤矿洞穴作为储气洞穴。

4.2英国曼彻斯特液态空气储能示X工程

位于英国曼彻斯特的5MW/15MWh规模的液态空气储能示X工程于2018年6月投入运行，该工程由英国HighviewPower公司与Viridor公司合作开发。

该工程获得了800万英镑的英国政府资金支持，利用电网过剩电能制备液态空气〔-196℃〕，液态空气在隔热的真空储罐内进展储存备用，在电能释放阶段液态空气经过加压后气化，驱动膨胀机组输出电能。

另据报道，英国液态空气储能开发商HighviewPower公司在近期签署了合同额约10亿欧元的工程协议，预计在英国选取两个地点进一步部署大容量的液态空气储能系统。

4.3XX大利亚州压缩空气储能示X工程

2019年2月，澳大利亚可再生能源署已批准为澳大利亚第一个压缩空气储能示X工程提供约600万澳元的资金支持。

加拿达能源商Hydrostor公司将XX大利亚州的一处废弃锌矿洞穴改造为地下储气洞穴，依托此洞穴建立容量为5MW/10MWh的压缩空气储能示X电站。

该5MW/10MWh压缩空气储能示X电站建成后，将为XX大利亚州电网提供削峰填谷及辅助调频等电力效劳。

4.4XX1.5MW超临界压缩空气储能示X工程

国内第一套1.5MW超临界压缩空气储能系统由中科院工程热物理研究所承当的市科技方案重大课题“超临界压缩空气储能系统研制〞工程经费资助，于2013年在XXXX建成。

据报道，XXXX1.5MW超临界压缩空气储能系统完成了168小时运行试验，各项指标均到达或超过课题考核指标要求，储能系统效率约52%。

4.5XXXX500kW压缩空气储能示X工程

XXXX500kW压缩空气储能示X工程由国家电网投资3000万元兴建，工程技术参与单位包括中国科学院理化技术研究所、清华大学电机系储能团队及中国电力科学研究院等单位，工程于2014年11月首次发电成功。

据报道，“500kW压缩空气储能系统示X工程〞的储能效率为33%。

4.6XXXX10MW压缩空气储能验证平台

XXXX10MW压缩空气储能示X平台由中科院工程热物理研究所研制，示X平台得到了国家重点研发方案工程“10MW级先进压缩空气储能技术研发与示X〞及市科技方案工程“大规模先进压缩空气储能系统研发与示X〞等课题经费支持。

据报道，XXXX10MW压缩空气储能示X平台在2017年5月开场系统联合调试，压缩空气储能示X平台在额定工况下的效率为60.2%。

4.7国网XX同里500kW液态空气储能示X工程

国家电网在XX省XX市X江区同里镇建立500kW液态空气储能示X工程，可为园区提供500kWh电力，夏季供冷量约2.9GJ/天，冬季供暖量约4.4GJ/天。

液态空气储能示X工程包括压缩液化单元、蓄冷及蓄热单元、膨胀机组发电单元，工程效果如图12所示。

4.8中盐金坛60MW盐穴压缩空气储能示X工程

中盐金坛60MW盐穴压缩空气储能示X工程位于XX省XX市金坛区薛埠镇，储能系统设计效率为58.2%。

工程采用中盐集团地下盐矿采盐形成的废弃空穴作为储气空间，首期投资5.34亿元建立一套60MW盐穴非补燃压缩空气储能系统，后期将分期建立成装机容量达百万千瓦的压缩空气储能基地，工程总投资为15亿元。

“盐穴压缩空气储能国家试验示X工程〞由中盐集团、清华大学及中国华能三方共同投资建立，该工程于2017年5月27日获国家能源局批复，于2018年12月25日开工建立，预计于2020年5月投产运行。

5压缩空气储能电站应用场景分析

压缩空气储能技术属于能量型储能技术，压缩空气储能电站的商业应用场景根据储能电站的接入位置可分为电源侧储能、电网侧储能及用户侧储能三种类型。

电源侧储能是指储能站接入位置位于电源〔或发电厂〕与电网结算的关口表计之后，储能站属于电源侧资产；电网侧储能是指储能站直接接入输电网或配电网，储能站承受电力调度机构的统一调度，效劳于电网的平安稳定运行；用户侧储能是指储能站接入位置位于用户侧关口表计之后，储能站属于用户侧资产，等效为用户侧负荷，通过用户侧关口表计与电网结算。

三类商业应用场景的储能站资产归属及边界条件存在差异，储能站的功能及收益模式也存在显著差异。

5.1电源侧储能站场景

压缩空气储能电站在电源侧的用途可用于提供调峰调频等辅助效劳。

以南方电网区域为例，XX省现已建立调频辅助效劳市场，参与调频的发电机组的调频辅助效劳收益与机组的调节速率、响应时间、调节量偏差和调节里程均有关系。

储能站可以同常规火力发电机组组成联合体的形式，实现调峰调频功能，提升火电厂AGC调频性能，一方面减少常规火力发电机组频繁变化，降低煤耗，减少机组设备磨损，延长设备寿命，另一方面发挥压缩空气储能电站响应时间短，调节速率快、调节精度高、寿命长等技术特点。

压缩空气储能电站在电源侧的收益来源参与调峰调频等辅助效劳获得的收益。

此外，由于风电、光伏等新能源出力具有季节性和间歇性，利用压缩空气储能电站促进新能源消纳在技术上具备可行性，但从经济可行性上分析，需要配置的机组容量极大且年利用小时数十分有限，因此暂不具备经济性。

5.2电网侧储能站场景

压缩空气储能电站在电网侧的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。

黑启动是指当电力系统因发生故障而停顿运行后，通过拥有自启动能力的机组率先启动，带动无自启动能力的机组恢复运行，进而到达恢复整个电力系统的目的。

缓解输配电阻塞指在输配电线路上配置储能站，在输配电线路输送负荷超过线路容量时，启用储能站进展调节。

因电网输配电设备容量需满足用户侧最大负荷需求，对于仅在顶峰时段短暂负荷超出输配电设备容量的电网侧场景，进展电网全面升级及扩建的本钱高昂，此时通过配置储能站能够显著延缓输配电设备扩容进度。

提高供电可靠性是指，压缩空气储能电站可以作为配电网负荷转供电的一种备用电源，当上级电网停电或邻近配电线路故障时，通过转供电为重要负荷持续供电，从而提高供电可靠性。

电网侧储能由于发挥保底电网功能，商业模式主要是通过将储能站投资及运行费用纳入电网输配电价进展核定。

但是，目前国家出台的输配电系列核定政策暂未松动，短期内电网侧储能难以大量纳入电网输配电价核定X围。

因此可以预见，未来一段时间电网侧压缩空气储能仍然主要以带有“首台首套〞性质的科研示X为主，距离规模化应用尚需时间。

5.3用户侧储能站场景

用户侧作为电能发-输-配-变-用的最后一个环节，直接消费电能以效劳社会经济开展。

储能站在用户侧的场景由降低用电本钱及提高用户侧电能可靠性等需求根底上演化而来。

压缩空气储能电站具备平安、无污染、机组寿命长及机组性能稳定等特点，特别是采用罐式构造的压缩空气储能具有空间上的灵活性，结合用户侧峰谷电价和两部制电价，可在用户侧降低用电本钱并提高用电可靠性，压缩空气储能站的用途及场景主要包括：

基于峰谷电价的用电本钱管理场景，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、参与电力辅助效劳市场场景。

①基于峰谷电价的用电本钱管理场景

工业用户的电能需求特点与其生产工艺特点相关联，工业用户的电能消费具有用电量大及负荷需求相对刚性等特点，在满足工艺生产的前提下，如何降低用电本钱是工业用户本钱控制的核心环节。

我国包括XX省在内的局部省份对工业用户实施两部制分时电价，且区分大工业用电及一般工商业用电。

以XX市分时电价为例，全天24小时被划分为8小时的低谷时段，6小时的顶峰时段及10小时的平时段。

一般工商业电度电价〔1-10千伏〕的低谷电价为0.3603元/kWh，平时段电价为0.7206元/kWh，顶峰电价为1.1890元/kWh，顶峰电价与低谷电价的峰谷电差价到达0.8287元/kWh。

在此边界条件下，用户侧储能采用能量型的压缩空气储能电站在低谷时段进展电能储存，在顶峰时段进展电能释放，便能够获得基于峰谷电价用电本钱管理的稳定收益。

假设配置电能输出规模为10MW的压缩空气储能电站，每日在顶峰时段释放电能持续4小时，那么总释放电能为120万kWh/月，节约电度电价费用约99.45万元/月。

②基于两部制电价的容量费用管理场景

用户侧储能站除在电度电价方面产生稳定的收益外，还能基于现行的两部制电价政策产生基于容量费用管理的收益。

再次以XX市的分时电价为例，大工业用户实行两部制电价政策，即根本电价及电度电价。

根本电价可选择按变压器容量〔元／kVA·月〕或者按最大需量〔元／kW·月〕两种方式进展结算，其中XX市大工业用户现行的按变压器容量〔元／kVA·月〕结算标准为0.2300元／kVA·月，按最大需量〔元／kW·月〕结算标准为0.3200元kW·月。

通过配置压缩空气储能电站在大工业用户的负荷需求顶峰时段，以储能站输出功率降低最大需量〔元／kW·月〕值，到达减少大工业用户的根本电价费用〔即容量费用〕的支出。

假设配置电能输出规模为10MW的压缩空气储能电站，可为单个大工业用户节省的容量费用为3200元/月。

③基于提升电能质量及用电可靠性的场景

由于电力系统发电侧接入包括风力发电及光伏发电等间歇性可再生能源电能，电力系统用户侧负荷的类型及负荷性质也存在多样性，因而用户侧在电力系统失衡时会面临电压波动及频率偏差等电能质量问题；此外，在发生停电故障等状况时，用户侧用电也将面临供电中断等问题。

通过在用户侧配置压缩空气储能电站，可参与用户侧电能质量调节，同时在电网发生短时间停电故障时，持续为用户侧供电，提升电能质量及用电可靠性。

④参与电力辅助效劳市场场景

用户侧压缩空气储能电站在满足工业用户的用电本钱管理需求的同时，还具备参与电网调峰及调频等辅助效劳市场的潜力。

依据南方能监局发布的"XX调频辅助效劳市场交易规那么（试行）"，配置自动发电控制装置〔简称AGC〕的储能站可作为第三方辅助效劳提供者参与XX调频辅助效劳市场，可获得调频里程补偿及调频容量补偿。

由于用户侧压缩空气储能电站已享受了峰谷电价套利，从体制机制上目前暂不认可用户侧储能身份参与调频市场。

但是，从物理概念层面，压缩空气储能并非全天均运行在削峰填谷模式下，局部时段具备参与调频辅助效劳的空余时间和容量，因此亟待出台相关实施细那么，以界定用户侧压缩空气储能电站参与调频辅助效劳的运行规那么和结算方式。

6结论

本文在储能技术及储能产业蓬勃开展的新形势下，梳理了国内致力于压缩空气储能技术示X验证的研究团队及其技术特点，同时跟踪了国内外压缩空气储能示X工程的进展情况，分析了压缩空气储能技术潜在的商业应用场景，得出如下结论：

（1）国内压缩空气储能技术近年来处于蓬勃开展阶段，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，500kW容量等级、1.5MW容量等级及10MW容量等级的压缩空气储能示X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X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历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效劳为主要应用场景。

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本钱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本钱管理场景，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、参与电力辅助效劳市场场景。