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发展的物质基础，根据《可再生能源发展“十三五”规划》设定的发展目的，非化石能源占一次能源消费比重在与2030年将分别达成15%与20%，至全国可再生能源发电装机容量将达成6.8亿千瓦，可再生能源发电电量将占据发电总量的27%。含有波动性及间歇性特点的可再生能源电能大规模并网，对电力系统安全稳定运行水平提出了更高规定。作为智能电网的重要构成部分，储能技术能够为电网运行提供调峰、调频及黑启动等多个服务，能够明显提高电力系统的灵活性及安全性。压缩空气储能技术是一种能够大容量推广的物理储能技术，为增进压缩空气储能技术发展，市科学技术委员会、XX省自然科学基金、“十二五”国家科技计划先进能源技术领域项目指南及国家重点研发计划高新领域项目指南等科技渠道均对先进压缩空气储能技术进行了资助。国家发改委及国家能源局等多部委联合于9月公布的《有关增进储能技术与产业发展的指导意见（发改能源〔〕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6月进一步公布的《贯彻贯彻〈有关增进储能技术与产业发展的指导意见〉-行动计划》提出重点推动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X。本文针对《有关增进储能技术与产业发展的指导意见》中涉及的压缩空气储能技术进行综述，梳理了国内致力于压缩空气储能技术工程示X的研发团体及其技术。在此基础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状况，跟踪国内外新型压缩空气储能技术的工程示X最新进展，以较全方面的视角对已投运数年的商业化储能站运行经验及近年来压缩空气储能技术的发展状况进行综述，同时以电源侧储能站场景、电网侧储能站场景及顾客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合用性分析，为压缩空气储能技术发展提供借鉴。1储能市场及储能技术根据《储能产业研究白皮书》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达成90GW，至我国的电化学储能累计装机容量将达成20GW。截至底，我国的储能装机累计容量已经达成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加的电化学储能站，可大容量推广的压缩空气储能技术近年来处在快速发展状态，国内已建成500kW容量等级，1.5MW容量等级及10MW容量等级等多个容量规模的压缩空气储能示X电站，完毕了多容量等级的技术验证工作。储能技术涉及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重要涉及抽水蓄能及压缩空气储能；大容量的电化学储能技术重要涉及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体及其技术2.1中科院工程热物理研究所储能团体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，承当了涉及国家重点研发计划项目“10MW级先进压缩空气储能技术研发与示X”及市科技计划项目“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项目，已建成1.5MW级压缩空气储能示X项目1座（系统效率52%）及10MW级压缩空气储能系统示X项目1座（系统效率60.2%），储能团体代表性专利之一为“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体南方电网科学研究院新能源与综合能源团体在海上风电、储能、微电网及综合能源等领域含有技术积累。新能源与综合能源团体组员郭祚刚博士在压缩空气储能领域含有数年研发经历，现为南方电网公司大容量储能重大科研团体组员。郭祚刚博士自开始研发新型压缩空气储能技术，完毕了新型压缩空气储能博士后课题，同时承当了涉及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服了降压阀调压存在较大压力能损失的技术缺点，较大幅度提高储能系统性能，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体清华大学电机系压缩空气储能团体由梅生伟专家担任负责人，参加了XXXX高新区的“500kW压缩空气储能系统示X项目”课题，项目所需的3000万资金由国家电网投资，项目于11月初次发电成功。据报道，“500kW压缩空气储能系统示X项目”的最大发电功率达成了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体的代表性专利之一为“一种50MW绝热压缩空气储能办法”。2.4中科院过程工程研究所储能团体丁玉龙专家曾担任利兹大学-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。丁玉龙专家储能团体运用液态空气含有密度大且易于储存的特点，研发液态空气储能技术，储能团体代表性专利之一为“液态空气储能系统能效提高装置及办法”。2.5国网全球能源互联网研究院储能团体国家电网的全球能源互联网研究院储能团体致力于液态压缩空气储能技术的研发，储能团体在压缩空气储能领域已获得多项发明专利授权，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体在XXX江区同里镇开展500kWh的液态压缩空气储能示X工程建设。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，该项目在1978年服役。FritzCrotogino等人在美国Florida州举办的春季会议上分享了德国汉特福电站自1978年至的20余年间运行经验，同时提供了汉特福储能电站的配备参数。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。储能电站涉及两处地下储气洞穴，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通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高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立了燃烧器，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备参数，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进行设计，储能电站可持续储能12小时，持续输出电能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，该储能电站重要充当紧急备用电源角色，当电网内其它电源出现故障时，向电网提供有功输出支持，机组的平均启动可靠性为97.6%，截止现在该储能电站仍在运行。在1978年初次投用时，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出250次；到1979年，膨胀发电机组启动次数达成了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对应下降，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行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基础上增加了膨胀机排气余热再运用系统，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，储气洞穴在地表下列450米，能够持续储能41小时，持续对外输出电能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项目日本XX道空知郡在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薄膜以避免空气泄露。另据报道，XX道2MW压缩空气储能示X项目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运用地表下列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项目位于英国曼彻斯特的5MW/15MWh规模的液态空气储能示X项目于6月投入运行，该项目由英国HighviewPower公司与Viridor公司合作开发。该项目获得了800万英镑的英国政府资金支持，运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行储存备用，在电能释放阶段液态空气通过加压后气化，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公司在近期订立了合同额约10亿欧元的项目合同，预计在英国选用两个地点进一步布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项目2月，澳大利亚可再生能源署已同意为澳大利亚第一种压缩空气储能示X项目提供约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，依靠此洞穴建设容量为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服务。4.4XX1.5MW超临界压缩空气储能示X项目国内第一套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计划重大课题“超临界压缩空气储能系统研制”项目经费资助，于在XXXX建成。据报道，XXXX1.5MW超临界压缩空气储能系统完毕了168小时运行实验，各项指标均达成或超出课题考核指标规定，储能系统效率约52%。4.5XXXX500kW压缩空气储能示X项目XXXX500kW压缩空气储能示X项目由国家电网投资3000万元兴建，项目技术参加单位涉及中国科学院理化技术研究所、清华大学电机系储能团体及中国电力科学研究院等单位，项目于11月初次发电成功。据报道，“500kW压缩空气储能系统示X项目”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计划项目“10MW级先进压缩空气储能技术研发与示X”及市科技计划项目“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5月开始系统联合调试，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项目国家电网在XX省XX市X江区同里镇建设500kW液态空气储能示X项目，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项目涉及压缩液化单元、蓄冷及蓄热单元、膨胀机组发电单元，项目效果如图12所示。4.8中盐金坛60MW盐穴压缩空气储能示X项目中盐金坛60MW盐穴压缩空气储能示X项目位于XX省XX市金坛区薛埠镇，储能系统设计效率为58.2%。项目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5.34亿元建设一套60MW盐穴非补燃压缩空气储能系统，后期将分期建设成装机容量达百万千瓦的压缩空气储能基地，项目总投资为15亿元。“盐穴压缩空气储能国家实验示X项目”由中盐集团、清华大学及中国华能三方共同投资建设，该项目于5月27日获国家能源局批复，于12月25日开工建设，预计于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、电网侧储能及顾客侧储能三种类型。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，储能站接受电力调度机构的统一调度，服务于电网的安全稳定运行；顾客侧储能是指储能站接入位置位于顾客侧关口表计之后，储能站属于顾客侧资产，等效为顾客侧负荷，通过顾客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别，储能站的功效及收益模式也存在明显差别。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服务。以南方电网区域为例，XX省现已建立调频辅助服务市场，参加调频的发电机组的调频辅助服务收益与机组的调节速率、响应时间、调节量偏差和调节里程都有关系。储能站能够同常规火力发电机组构成联合体的形式，实现调峰调频功效，提高火电厂AGC调频性能，首先减少常规火力发电机组频繁变化，减少煤耗，减少机组设备磨损，延长设备寿命，另首先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加调峰调频等辅助服务获得的收益。另外，由于风电、光伏等新能源出力含有季节性和间歇性，运用压缩空气储能电站增进新能源消纳在技术上含有可行性，但从经济可行性上分析，需要配备的机组容量极大且年运用小时数十分有限，因此暂不含有经济性。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重要涉及调峰调频、黑启动、缓和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止运行后，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，进而达成恢复整个电力系统的目的。缓和输配电阻塞指在输配电线路上配备储能站，在输配电线路输送负荷超出线路容量时，启用储能站进行调节。因电网输配电设备容量需满足顾客侧最大负荷需求，对于仅在高峰时段短暂负荷超出输配电设备容量的电网侧场景，进行电网全方面升级及扩建的成本高昂，此时通过配备储能站能够明显延缓输配电设备扩容进度。提高供电可靠性是指，压缩空气储能电站能够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效，商业模式重要是通过将储能站投资及运行费用纳入电网输配电价进行核定。但是，现在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。因此能够预见，将来一段时间电网侧压缩空气储能仍然重要以带有“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顾客侧储能站场景顾客侧作为电能发-输-配-变-用的最后一种环节，直接消费电能以服务社会经济发展。储能站在顾客侧的场景由减少用电成本及提高顾客侧电能可靠性等需求基础上演化而来。压缩空气储能电站含有安全、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含有空间上的灵活性，结合顾客侧峰谷电价和两部制电价，可在顾客侧减少用电成本并提高用电可靠性，压缩空气储能站的用途及场景重要涉及：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，基于提高电能质量及用电可靠性的场景、参加电力辅助服务市场场景。①基于峰谷电价的用电成本管理场景工业顾客的电能需求特点与其生产工艺特点有关联，工业顾客的电能消费含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，如何减少用电成本是工业顾客成本控制的核心环节。我国涉及XX省在内的部分省份对工业顾客实施两部制分时电价，且分辨大工业用电及普通工商业用电。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小时的高峰时段及10小时的平时段。普通工商业电度电价（1-10千伏）的低谷电价为0.3603元/kWh，平时段电价为0.7206元/kWh，高峰电价为1.1890元/kWh，高峰电价与低谷电价的峰谷电差价达成0.8287元/kWh。在此边界条件下，顾客侧储能采用能量型的压缩空气储能电站在低谷时段进行电能储存，在高峰时段进行电能释放，便能够获得基于峰谷电价用电成本管理的稳定收益。若配备电能输出规模为10MW的压缩空气储能电站，每日在高峰时段释放电能持续4小时，则总释放电能为120万kWh/月，节省电度电价费用约99.45万元/月。②基于两部制电价的容量费用管理场景顾客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，大工业顾客实施两部制电价政策，即基本电价及电度电价。基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）两种方式进行结算，其中XX市大工业顾客现行的按变压器容量（元／kVA·月）结算原则为0.2300元／kVA·月，按最大需量（元／kW·月）结算原则为0.3200元kW·月。通过配备压缩空气储能电站在大工业顾客的负荷需求高峰时段，以储能站输出功率减少最大需量（元／kW·月）值，达成减少大工业顾客的基本电价费用（即容量费用）的支出。若配备电能输出规模为10MW的压缩空气储能电站，可为单个大工业顾客节省的容量费用为3200元/月。③基于提高电能质量及用电可靠性的场景由于电力系统发电侧接入涉及风力发电及光伏发电等间歇性可再生能源电能，电力系统顾客侧负荷的类型及负荷性质也存在多样性，因而顾客侧在电力系统失衡时见面临电压波动及频率偏差等电能质量问题；另外，在发生停电故障等状况时，顾客侧用电也将面临供电中断等问题。通过在顾客侧配备压缩空气储能电站，可参加顾客侧电能质量调节，同时在电网发生短时间停电故障时，持续为顾客侧供电，提高电能质量及用电可靠性。④参加电力辅助服务市场场景顾客侧压缩空气储能电站在满足工业顾客的用电成本管理需求的同时，还含有参加电网调峰及调频等辅助服务市场的潜力。根据南方能监局公布的《XX调频辅助服务市场交易规则(试行)》，配备自动发电控制装置（简称AGC）的储能站可作为第三方