压缩空气储能 技术动态与发展趋势
一、压缩空气储能：市场动态与发展趋势
2023年12月27日，国家能源局综合司发布《关于公示新型储能试点示范项目的通知》， “山东省肥城市300MW/1800MWh压缩空气储能示范项目”等12个压缩空气储能项目被列为新型储能试点示范项目。压缩空气储能的项目数量仅低于锂电池的17个，位居第二，这显示了压缩空气储能技术在我国能源战略中的重要位置，更展示了压缩空气储能技术的实际效能和在推动能源结构优化和促进可持续发展方面的关键作用。
本文深入探讨了压缩空气储能技术(CAES)的市场动态与发展趋势。CAES技术作为一种高效的能量存储解决方案，正逐步提升其性能并降低成本，以适应多变的工作条件和提高能源利用效率。此外，技术发展在热管理方面取得了显著进展，通过减少对外部热源和化石燃料的依赖，以及改进热回收机制，增强了系统的整体效率。国内研究特别注重发展非补燃技术，以尽可能地利用压缩过程中产生的热量。此外，研究也在寻求提高储能密度的新途径，例如开发超临界压缩空气储能技术，并考虑更多地利用盐穴资源。
二、什么是压缩空气储能?
压缩空气储能(CASE: Compressed Air Energy Storage)是一种在燃气轮机基础上发展起来的物理储能技术，其基本原理是：在储能过程中，低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气的内能存储起来;在释能过程中，储气装置中的空气膨胀推动透平发电机发电。主要包含以下系统：
图1：压缩空气结构示意图
图片来源：大容量压缩空气储能关键技术
压缩空气储能系统的关键性能主要由其三个主要组成部分决定：空气压缩子系统、储热子系统、膨胀发电子系统，这三个部分对系统性能起决定性影响。
压缩空气储能技术路线
压缩空气储能有多种技术路线，按照是否利用压缩热分为非绝热式、绝热式和等温式;按照工作介质存储状态分为气态、液态和超临界态;按照是否需要热源分为补燃式和非补燃式。根据储气方式，压缩空气储能可以分为地面储能、地下储能和水下储能3种建设模式。地面储能是以金属材料压力容器或其他材料储气仓作为储气装置;地下储能是以矿洞、盐穴、含水层、枯竭油气藏或人工硐室等作为储气装置;水下储能是以海底或湖底的人造球、储气罐等作为储气装置。
表1：压缩空气储能技术路线分类
(数据来源：《压缩空气储能技术经济特点和发展方向探析》、《大容量压缩空气储能关键技术》，《一种超临界压缩空气储能系统的热力学分析》、《水下压缩空气储能研究进展》、中国能源网)
压缩空气储能技术聚焦于提升系统性能和降低成本，特别是在压缩与膨胀的关键环节进行优化，以适应各种工作条件，从而提升整体效率。这一方向的显著成就包括2023年8月中国推出的首个300兆瓦级先进压缩空气储能膨胀机，该技术预计能将系统成本降低20%至30%，并将效率提高3%至5%。在热管理领域，技术进步致力于减少对外部热源和化石燃料的依赖，通过改进的热回收系统减少热量散失，进而增强系统效率。国内研发特别重视非补燃技术的发展，以实现压缩过程中产生热量的最大化回收。此外，研究还在不断探索提升系统储能密度的方法，如超临界压缩空气储能技术的开发。在储气方面，计划更多地利用盐穴资源，并开发大型高压储气罐，为压缩空气储能技术的广泛应用创造条件。
三、压缩空气储能的优势与应用
高潜力长时储能技术路线
随着新型电力系统中风电、光伏等新能源装机及发电量电量占比不断提高，电力系统对能提供持久稳定电力支持的储能技术的需求也在增加。在此背景下，压缩空气储能作为一种长时储能技术路线，具有储能容量大、建设周期短、运行寿命长、安全环保等优点，成为和抽水蓄能媲美的大规模储能技术。与传统抽水蓄能相比，压缩空气储能的建设速度更快，选址更为灵活，并且对生态环境的影响更小。它能够使用储气罐作为储能介质，减少了对特定地理条件的依赖。此外，压缩空气储能技术在海洋等高腐蚀性环境中也能保持稳定运行，得益于水的静压特性，可以实现压缩空气的稳定存储。因此，水下压缩空气储能技术因其高效和适应性强，被视为海上风电集成和储能方案中的优秀选择。
压缩空气储能：应对电力系统“双高”挑战的解决方案
此外，压缩空气储能技术之所以受到储能领域的广泛关注，另一个原因是它能够有效地适应电力系统的特点和需求。随着新能源发电在电力系统中所占比例的持续上升，电力系统呈现出“双高”特征，即高比例接入的可再生能源和电力电子设备。这一现象导致了电力系统的发电和用电平衡问题，即高比例接入的可再生能源导致发用电不平衡的问题，同时高比例接入的电力电子设备使得传统的同步电网结构受到冲击，出现了低惯量、低阻尼和电压支撑能力减弱等问题，这些问题削弱了电力系统对扰动的抵抗能力，降低了系统的稳定性和恢复力，增加了电压波动的风险，甚至可能导致电网崩溃，成为新能源发展面临的主要障碍。
图3：电力系统安全稳定运行面临风险示意图
(图片来源：《新型电力系统蓝皮书》)
与电化学储能相比，压缩空气储能是解决“双高”问题的良方。电化学储能虽然有助于解决高比例可再生能源带来的发用电平衡问题，但电化学储能本身也是通过电力电子设备并网，加剧了高比例电力电子设备并网的问题。与之相比，压缩空气储能通过机械方式实现能量的转换和储存，其系统中的透平发电系统自带旋转部件，具备天然的转动惯量支撑能力。相比于电化学储能通过控制系统实现惯量支撑功能，压缩空气储能的惯量支撑稳定性更高，且不存在响应死区问题。这种旋转质量的惯性有助于提高系统的惯量，从而增强电网对扰动的抵抗能力和稳定性。在新能源发电波动性较大时，压缩空气储能能够通过释放储存的压缩空气来快速响应电力需求的变化，有效缓解发用电平衡问题。此外，压缩空气储能可以在不适合电化学储能系统的极端环境，这能增加电网的适应性和鲁棒性。
压缩空气储能技术还具有成本效益高、寿命长、维护简单等优点，使其成为新能源发电和电网稳定运行的理想补充。随着技术的不断进步和成本的降低，压缩空气储能有望在未来的能源体系中扮演更加重要的角色，为实现能源转型和构建更加清洁、高效、可靠的电力系统提供坚实的支撑。
四、代表项目
1、山东肥城300MW/1800MWh盐穴先进压缩空气储能示范电站
项目背景：山东肥城是全国最大的井矿盐生产基地，已探明的岩盐储量高达50.2亿吨。长期的盐业开发活动为肥城留下了大量的地下盐穴空间，这些空间为盐穴储能提供了独特的地理优势。目前，肥城拥有46对可利用的盐穴腔体，总体积达2000万立方米，并且每年还能新增约300万立方米的地下空间。此外，肥城市政府高度重视盐穴储能产业的发展，将其纳入五大主导产业链条之一，并采取了“前端扩能建穴—中端盐穴储能—后端建网延伸”的全链条产业发展策略，以此推动盐穴储能产业的全面发展。
项目特点：2023年12月28日，中电建在山东肥城启动了300MW/1800MWh项目的建设，。该项目采用了创新的“基于沉渣空隙盐穴储气库的宽工况、大规模中温先进绝热压缩空气储能”技术路线，这在全球范围内尚属首次。同时，该项目也是国内首个采用高温热媒水球形储罐的建设项目。作为全球首个大规模长时新型压缩空气储能电站，该项目将成为单机容量全球最大的压缩空气储能电站。
项目效果：预计项目建成后，将大幅提升肥城市的能源供应能力。电站每小时的发电量可达30万千瓦时，年发电量预计为5.94亿千瓦时。经济收益方面，项目预计将实现销售收入3.2亿元，利润1.7亿元。
2、湖北应城300MW/1500MWh压缩空气储能示范项目
项目特点：2023年12月1日，湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站示范工程厂用系统受电一次成功，预计于2023年3月实现首次并网发电，6月底投产。该项目是全球首台套300MW/1500MWh压缩空气储能发电机组及配套设施，采用非补燃中温绝热压缩技术、高压水工质储换热、盐穴储气方案，设计效率为69%。
项目效果：项目建成后，储能电站年发电量预计5亿千瓦时，将在非补燃压缩空气储能领域实现单机功率世界第一、储能规模世界第一、转换效率世界第一、为大规模、长时物理储能技术发展起到积极的示范及推动作用。
五、发展趋势与潜力地区
压缩空气储能系统效率与规模和运行工况等因素均相关。从已建成和在建的项目看，兆瓦级压缩空气储能的系统效率可达50%以上，10兆瓦级的系统效率可达60%以上，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%。目前规划的压缩空气储能项目正在往大容量、高参数、规模化方向发展。
储气方式对项目成本有显著影响，其中盐穴储气因其低成本特性(大约100元/kWh)而成为首选。中国盐矿资源丰富，分布广泛，尤其在山东、河南、河北、江苏、广东、四川等省份。这些地区的盐矿开采活动频繁，随之形成了大量的盐穴。据估计，目前我国已探明的盐穴总容量高达约1.3亿立方米。这些盐穴在经过适当的改造后，大多数能够保持出色的密封性能，适合用于压缩空气储能。尽管如此，目前只有约40个盐穴被利用，占总资源的0.2%，表明还有巨大的开发空间。得益于盐穴所提供的丰富空间、能够承受的高压力、以及它们在安全性和成本效益方面的显著优势，这种地质结构已经成为压缩空气储能领域中备受青睐的储气选择。展望未来，随着技术的不断进步和成本的进一步降低，盐穴储气技术预期将被更广泛地探索和利用。
图4：我国盐矿分布情况
(图片来源：我国实施大规模盐穴储油的基本条件)
随着新能源行业的迅猛发展，压缩空气储能技术因其能够提供大规模长时储能方案而日益受到重视。尽管如此，该技术在技术完善和产业链配套方面仍需进一步的发展，以便在竞争激烈的市场环境中带来合理的投资回报。在这个过程中，政府的政策扶持扮演着关键角色，它不仅能够稳定行业的发展前景，还能够促进整个产业链的健康和持续发展。
