压缩空气储能综合前景探究

       压缩空气储能概念

　　压缩空气储能是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，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，其形式主要有，传统压缩空气储能系统、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统。

　　关于压缩空气储能系统的形式也是多种多样，按照工作介质、存储介质与热源可以分为：传统压缩空气储能系统（需要化石燃料燃烧）、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统。

　　压缩空气储能工作原理

　　压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统。燃气轮机的工作原理是，空气经压缩机压缩后在燃烧室同燃料一同燃烧升温，然后高温高压燃气进入涡轮膨胀做功。燃气轮机的压缩机需消耗约2/3的涡轮输出功，因此燃气轮机的净输出功远小于涡轮的输出功。

　　压缩空气储能系统的压缩机涡轮不同时工作，在储能时，压缩空气储能系统消耗电能将空气压缩并存于储气室中；在释能时，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室同燃料一起燃烧后，驱动涡轮发电。由于储能、释能分时工作，在释能过程中，并没有压缩机消耗涡轮的输出功。因此，相比于消耗同样燃料的燃气轮机系统，压缩空气储能系统可以多产生1倍以上的电力。

　　压缩空气储能系统组成

　　完整的压缩空气系统由六大关键设备组成：压缩机、冷却器、压力容器、回热器、涡轮机以及发电机。各部件作用如下：

　　压缩机：将空气压缩，将电能转化为空气内能，空气压力可达70-100bar，温度可达1000℃；

　　冷却器：热交换设备，用于存入压力容器前的冷却，防止空气在压力容器或洞穴中压力减少；

　　压力容器：存储冷却后的空气，若采用洞穴存储，则需要满足耐压程度较高、密封性较好的地质条件；

　　回热器：热交换设备或燃烧室，将空气温度提高至1000℃左右，使涡轮机持续长时间稳定运行，以便于提高涡轮机效率；

　　涡轮机：空气通过涡轮机降压，内能转化为动能；

　　发电机：多为同步发电机，将动能转化为电能。

　　压缩空气储能系统功能

　　（1）削峰填谷 发电企业可利用压缩空气储能系统存储低谷电能，并在用电高峰时释放使用，以实现削峰填谷；

　　（2）平衡电力负荷 压缩空气储能系统可以在几分钟内从启动达到全负荷工作状态，远低于普通的燃煤/油电站的启动时间，因此更适合作为电力负荷平衡装置；

　　（3）需求侧电力管理 在实行峰谷差别电价的地区，需求侧用户可以利用压缩空气储能系统储存低谷低价电能，然后在高峰高价时段使用，从而节约电力成本，获得更大的经济效益；

　　（4）应用于可再生能源 利用压缩空气储能系统可以将间歇的可再生能源拼接起来，以形成稳定的电力供应；

　　（5）备用电源 压缩空气储能系统可以建在电站或者用户附近，作为线路检修、故障或紧急情况下的备用电源。

　　压缩空气储能的分类

　　（1）根据压缩空气储能系统的热源不同，可以分为：①燃烧燃料的压缩空气储能系统；②带储热的压缩空气储能系统；③无热源的压缩空气储能系统。

　　（2）根据压缩空气储能系统的规模不同，可以分为：①大型压缩空气储能系统（单台机组规模为100MW级）；②小型压缩空气储能系统（单台机组规模为10MW级）；③微型压缩空气储能系统（单台机组规模为10kW级）。

　　（3）根据压缩空气储能系统是否同其它热力循环系统耦合，可以分为：①传统压缩空气储能系统；②压缩空气储能-燃气轮机耦合系统；③压缩空气储能-燃气蒸汽联合循环耦合系统；④压缩空气储能-内燃机耦合系统；⑤压缩空气储能-制冷循环耦合系统；⑥压缩空气储能-可再生能源耦合系统。

　　压缩空气储能存在的问题

　　目前压缩空气系统存在着诸多问题，其中最重要的是其与抽水蓄能一样太受地理条件的约束，建造压缩空气系统，需要特殊的地理条件来作为大型储气室，如高气密性的岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，这一限制是影响这项技术推广的重要因素之一。此外传统的空气压缩系统，系统效率仅为40%-55%，相比抽水蓄能的80%，效率较低。

　　压缩空气储能成本案例

　　张家口的100MW级项目，造价是7.07亿，初装成本，100MW×4h，1600-1700元/kWh，7000元/kW，换算到每度电成本大概是2毛5。一年330次循环，30年寿命，每年一个月检修期。

　　压缩空气储能的技术优点

　　压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环次数多等优点，具体如下：

　　（1）压缩空气储能系统适合建造大型电站（>100MW），仅次于抽水电站；压缩空气储能系统可以持续工作数小时乃至数天，工作时间长。

　　（2）压缩空气储能系统的建造成本和运行成本均比较低，远低于钠硫电池或液流电池，也低于抽水蓄能电站，具有很好的经济性。

　　（3）压缩空气储能系统的寿命很长，可以储释能上万次，寿命可达40～50年，并且其效率可以达到70%左右，接近抽水蓄能电站。

　　压缩空气储能的技术缺点

　　压缩空气储能系统比较适合于大型系统，小型压缩空气储能系统一般应用于一些特殊的领域，效率不高，而大型系统需要特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，大大限制了压缩空气储能系统的应用范围。

　　压缩空气储能收益模式

　　第一种，可再生能源+储能，风光储一体。

　　第二种，电网侧储能，类似抽水蓄能，响应电网调度，依靠容量电价和电量电价，以示范项目的形式是可能的。电网特别需要长时储能，抽水蓄能虽然开工了很多，但是建成投用一般都是7年以后的事了。

　　第三种就是用户侧，比较成功的就是山东的共享储能模式，用户能够租赁、购买服务，共享储能是个比较好的商业模式，山东储能收益主要靠共享储能，容量电价很少。

　　第四种，发电企业或者用户自己装配，峰谷差套利省钱，电能质量管理，极端情况下保电，提高电力保障可靠性。

　　压缩空气储能存疑性分析

　　随着新能源装机比例不断扩大，对大容量长时间储能系统的需求是一个共识。目前抽水蓄能系统是最成熟成本也相对低的大容量储能系统，其它的大容量长时储能技术几乎都没有完全商业化，压缩空气储能是其中一种走的比较远的储能系统。

　　但是目前有很多人看待压缩空气储能过于乐观了，所谓的先进压缩空气储能效率都能到60%，单位kw的投资成本又很低，这两个特点目前来说是达不到的，这里面有一个关键因素-储热系统。

　　压缩空气储能为什么需要储热系统呢？在压缩空气充能时，空气经过压缩机被压缩至高压，同时空气的温度升高，传统的压缩空气储能会将空气经过压缩获得的热能散去，这就造成了能量的损失，效率会比较低，同时在放能时，将储存在盐穴中的高压空气通过透平向外做功，为了提高效率，会使用天然气燃烧加热空气，这是传统的压缩空气储能循环。

　　传统的压缩空气储能电站其实在1978年就已经在德国投入运行，这种压缩空气的储能系统是不带储热系统的，它的效率对外公布的是42%，具体是怎么来的呢，是它每向外发出1kwh的电，需要充入0.8kwh的电，同时还要消耗1.6kwh的天然气，效率=1/（0.8+1.6）≈42%，这就是传统压缩空气储能40%多效率的来源。但是这个循环中消耗了化石能源天然气，对将来实现双碳目标来说，是不适合的。

　　现在发展的先进压缩空气储能都是带储热系统的，就是把充能时空气获得的热能通过换热器储存在某种介质中，在放能时再把这部分热能通过换热器传递给空气，变成高温高压的空气通过透平向外做功，如果能将储存的能量充分利用，目前的先进压缩空气储能循环的效率能够达到60%，并且不需要天然气补燃。如果能达到这样的条件，似乎就能和抽水蓄能做高低对比了，但目前来说，这样的参数压缩空气储能还达不到，具体是什么原因呢？

　　我们知道先进压缩空气储能与传统的压缩空气储能最大的区别就是先进压缩空气储能带有储热系统，不需要补燃，那么先进压缩空气储能的储热系统能否经济的完成，就是先进压缩空气储能能否商业化的重要影响因素了。

　　但这个答案目前来说是否定的。

　　目前网上和业内已经有许多有关先进压缩空气储能的仿真模拟，但在这些仿真模拟中，储热系统几乎都是使用的导热油，这是有问题的，主要原因有两个：

　　①，高温的导热油是有压力的，这意味着储存导热油的储罐必须要做成压力容器，这会导致两个问题，第一，单个导热油储罐的容积不能做的太大，一个储热系统会有许多的导热油储罐并列；第二，导热油储罐的成本会非常的高。

　　②，导热油的劣化，导热油一般还是用作传热介质，不用做储热介质，主要是因为导热油并不如熔盐那般稳定，以光热电站上的数据来看，导热油需要每年补充1%，同时导热油的价格也非常昂贵，达到4万/吨，这使得使用导热油作为储热介质是非常不经济的。

　　尴尬的是，压缩空气储能，需要储存能量的范围大概60-400℃间，这个区间除了导热油外目前没有合适的储能介质来储热。

　　金坛压缩空气储能项目是世界上第一个非补燃式的压缩空气储能项目，目前使用的就是用导热油作为储热材料。从公开的照片就可以看到，其厂区有一排并列的导热油罐，其建设成本未找到公开资料。这个项目更多的是示范性质的，因此用导热油做储热介质是没有前途的，会导致超高的投资及运行成本。

　　目前还有的方案是利用水来储存60到180℃左右的能量，这个方案也有一个问题，因为当水高于100℃之后，它就有压力了，意味着高温水罐是不能用常见的那种水罐来储存的。有从业者考虑用球罐，但球罐价格高，能做的单位也少，况且只存到180℃的话，电到电的效率基本也不会高于50%。

　　还有一种方案是用低熔点的熔盐，比如如果研发出一种熔点为60℃的熔盐，就基本上可以完美适配压缩空气储能的储热需求。有非常多的单位说自己已经开发出了低熔点熔盐，但实际大规模使用的几乎没有。这条路线似乎很难成功，主要就是很难研发出一种经济的低熔点熔盐来。原因如下：工业中一直有需求100-400℃这个温度区间的传热流体，目前主要用的是导热油，200℃之上会用熔盐，这是一个非常广大的市场，在几十年间有无数的企业和人才寻找过导热油的替代品，但目前导热油还几乎是唯一的选择，似乎很难通过一个小市场中的部分科研人员获得低熔点盐的大突破，硝酸盐的体系几乎被研究烂了。

　　将水和熔盐结合起来也是一种方案，就是用水储存60-190℃间的能量，用熔盐储存190-400℃间的能量。有人对这种方案进行过计算，效率的确能达到很高，但是这个方案的成本投资太巨大了。

　　根据上面的讨论，在目前条件下压缩空气储能的储热系统在经济性上是不合理的，要让压缩空气储能变成主流的大规模长时储能技术，还需要对压缩空气储能的原理有进一步的优化，避免储存这个温度区间的能量，并找到一种创新的低成本的储热系统。

　　压缩空气储能技术的研发趋势

　　（1）传统压缩空气储能系统将向压缩空气储能与其它类型电站（如燃气轮机和燃气蒸汽联合循环）耦合的方向发展，这样既可以提高系统的灵活性，又可提高整个系统的效率和经济性。

　　（2）带储热的压缩空气储能系统，除去了燃烧室，具有效率高、无污染的特点，并可以方便地和太阳能热发电系统结合，是压缩空气储能技术的重要发展方向，但需要性能良好的储热材料和设备。

　　（3）小型压缩空气储能系统结构简单，功能灵活。它利用高压容器代替储气洞穴，能够摆脱传统压缩空气储能系统对地形的依赖，可以用于备用电源、汽车动力和分布式供能系统等，具有广泛的应用前景。

　　（4）压缩空气储能与可再生能源的耦合系统可以解决可再生能源的间断性和不稳定性问题，是提高风能、太阳能等可再生能源的容量因子和大规模利用可再生能源的迫切需要，将是压缩空气储能技术的近几年的主要发展方向。

　　（5）压缩空气储能论文发表情况（2012-2020）及压缩空气储能关联研究见左图。

　　压缩空气储能前景展望

　　压缩空气储能技术在高比例间歇性可再生能源发电并网的背景下具有前瞻性的战略意义。有储热的空气绝热压缩储能系统不仅综合储能效率可高达70%，而且无需热源供热。相比有热源的非绝热压缩空气储能、有储热的空气绝热压缩储能系统无需燃烧燃料供热，因此更加容易实现CO2减排。

　　总之，在“双碳”目标和可再生能源使用比例逐步提高的背景下，带有储热的绝热空气压缩储能技术与可再生能源耦合系统很有发展前景。