本文摘要：摘 要：储能是构建新型电力系统、支撑能源结构转型升级、实现碳达峰、碳中和的关键技术，而非补燃压缩空气储能是极具发展前景的新型大规模储能技术之一，具有大容量、高效率、长寿命、零排放等优点。该文以某 60 MW/300 MWh 盐穴压缩空气储能发电国家示范项目为例，详
摘 要：储能是构建新型电力系统、支撑能源结构转型升级、实现“碳达峰、碳中和”的关键技术，而非补燃压缩空气储能是极具发展前景的新型大规模储能技术之一，具有大容量、高效率、长寿命、零排放等优点。该文以某 60 MW/300 MWh 盐穴压缩空气储能发电国家示范项目为例，详细介绍了非补燃压缩空气储能的基本原理、技术路线、装备研发和工程实践。该项目的成功实施，标志着我国新型储能技术的研发和应用取得重大进展，将为构建以新能源为主的新型电力系统提供储能新方案。
关键词：可再生能源;新型储能技术;压缩空气储能;盐穴储气;金坛国家示范项目
随着我国“碳达峰、碳中和”目标的提出，可再生能源将成为未来电力供应的重要组成部分，但是由于可再生能源固有的间歇性和不确定性，导致并网消纳困难，每年弃风、弃光严重[1]，电网峰谷差逐渐扩大的趋势使得该问题进一步恶化。电力系统迫切需要先进的大规模储能技术来解决可再生能源接入问题，以提高常规电力系统和区域能源系统的效率、安全性及经济性。压缩空气储能具有容量大、寿命长、清洁环保、安全可靠、经济性好等优点，是支撑我国大规模发展可再生能源、保障能源安全的关键技术之一，是国家“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要明确指出要实施的储能技术之一。因此，开展压缩空气储能技术研究，对解决电能的大规模工程化存储难题、推动可再生能源的蓬勃发展具有重大意义。
1 压缩空气储能
1.1 压缩空气储能基本原理
压缩空气储能(compressed air energy storage,CAES)系统采用压缩空气作为储能载体，是一种以机械设备实现能量存储及跨时间、空间转移和利用的物理储能技术[2-4]。压缩空气储能系统主要分为储能和释能两个工作过程：储能时，电动机驱动压缩机将环境空气压缩至高压状态并存入储气装置，电能在该过程中转化为压缩空气的内能和压力势能(步骤 1 和 2);释能时，储气装置中存储的压缩空气进入空气透平膨胀机中膨胀做功发电，压缩空气中蕴含的内能和压力势能在该过程中重新转化为电能(步骤 3 和 4)。作为一种极具发展潜力的物理储能技术，压缩空气储能可广泛应用于电源侧、电网侧和用户侧，一般可用于以下场景[5-6]：
(1)负荷中心削峰填谷。我国区域电网峰谷差呈现逐年扩大趋势，压缩空气储能技术可以高效利用谷段、平段等闲置时段电网剩余通道，削减电网峰谷负荷差，提高电网通道利用水平。(2)消纳大规模可再生能源发电。实现大规模可再生能源的高效消纳是我国能源结构转型和构建新型电力系统的必然途径。压缩空气储能技术具有能量储存及跨时间、空间转移利用的特征，可有效调节可再生能源出力特性，增加其可调度水平，促进可再生能源高效消纳。
(3)智能电网辅助服务。除削峰填谷外，压缩空气储能技术具有调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能，可为智能电网提供多样化的辅助服务，提高电网利用水平。(4)综合能源系统能量枢纽。压缩空气储能系统可以与光热、地热或工业余热相耦合，以其作为综合能源系统的能量枢纽，可发挥其多能联储多能联供性，显著提高系统布置的灵活性和利用效率。
1.2 补燃式压缩空气储能技术自 1949 年 Stal Laval 提出利用地下洞穴实现压缩空气储能以来，国内外学者和研究机构围绕压缩空气储能技术开展了大量的研究和实践工作，其中最先发展起来的是补燃式压缩空气储能。通过借鉴燃气动力循环，补燃式压缩空气储能在膨胀机前设置燃烧器，利用天然气等燃料与压缩空气混合燃烧，以提升空气透平膨胀机进气温度。
20 世纪全球仅有的两座商业化运行的压缩空气储能电站均为补燃式压缩空气储能系统。1978 年，全球首座压缩空气储能电站 Huntorf 在联邦德国投入运营，发电装机 290 MW，可连续供电2 h，标志着压缩空气储能技术正式进入能源市场[7];1991 年，全球第二座压缩空气储能电站 McIntosh 在美国投入运营，发电装机 110 MW，最长可连续供电 26 h[8]。补燃式压缩空气储能结构简单，技术成熟度高、设备运行可靠、投资成本低、使用寿命长，具备与燃气电站类似的快速响应特性。然而，在当前大力发展绿色能源、控制碳排放量的大背景下，补燃式压缩空气储能的碳排放已成为其最大弊端。随着能源结构调整和环保压力增大，开发完全不依赖天然气的清洁高效压缩空气储能技术已成为储能领域研究的热点。
1.3 清洁压缩空气储能研究进展和补燃式压缩空气储能技术不同，清洁压缩空气储能通过非燃烧、无化石燃料的技术手段来满足膨胀过程中的加热需求，以实现高效、可靠的电力存储和再生。根据热能来源和应用方式的不同，清洁压缩空气储能又可进一步划分为绝热压缩空气储能、等温压缩空气储能和液态空气储能等不同的技术路线。
1.3.1 绝热压缩空气储能绝热压缩空气储能在压缩过程中通过提升压缩机单级压缩比获得较高温度的压缩空气和较高品位的压缩热能，并将压力势能和压缩热能解耦储存。释能时，利用储热装置将压缩热反馈给高压空气，实现空气压力势能和压缩热能的耦合释能，提高系统的整体效率。根据储热温度的不同，绝热压缩空气储能又可分为高温绝热压缩空气储能和中温绝热压缩空气储能。高温绝热压缩空气储能以德国莱茵电力公司(RWE)的ADELE 项目为代表[9]，该项目采用高温压缩机将空气压缩至 10 MPa、600 ℃，以达到 70%的理论储能效率。然而高温压缩和高温高压固体蓄热技术难度极大，该项目自 2010 年后处于停滞状态并最终被取消。中温绝热压缩空气储能适当降低了压缩机排气温度(< 400 ℃)，可基于当前成熟的关键设备技术和工艺水平开展设计和制造，系统稳定性、可控性较强，易于实现工程化应用。截至 2020 年底，全球已开展的压缩空气储能工程实践大部分采用了中温绝热压缩空气储能技术路线。
1.3.2 等温压缩空气储能等温压缩空气储能系统[10]在准等温压缩过程和膨胀过程实现能量的储存和转换，在压缩过程中实时分离压缩热能和压力势能，使压缩空气不发生较大的温升;相应地，在膨胀过程中，实时将存储的压缩热能回馈给压缩空气，使压缩空气不发生较大的温降。等温压缩空气储能系统的优点是系统结构简单、运行参数低，但其装机功率一般较小，仅适用于小容量的储能场景，例如分布式储能。
1.3.3 液态压缩空气储能液态空气储能在绝热压缩空气储能技术的基础上引入了低温过程和蓄冷装置，将空气液化后常压存储，可大幅提升储能密度，减小系统储气容积，减少电站对地形条件的依赖[11]。但由于增加了蓄冷系统，导致系统结构更为复杂。同时，由于蓄冷系统在储能和释能过程中存在动态损失，导致系统的储能效率偏低。和绝热压缩空气储能相比，液态空气储能技术还是一项有待深入研究和完善的技术。
2 非补燃压缩空气储能技术
2.1 非补燃压缩空气储能技术原理2011 年，本团队提出了基于压缩热回馈的非补燃压缩空气储能技术路线[12]，以实现压缩空气储能技术与国产化设备设计和生产水平的契合，从而降低投资成本、促进压缩空气储能在国内的工程应用。其工作原理是，利用弃风弃光或低谷电驱动压缩机将空气压至储气室，同时利用换热器将压缩热存至储热装置，实现电能向压力势能和压缩热能的解耦存储。发电时，释放高压空气，经过储存的压缩热加热，形成高温高压空气驱动透平膨胀机发电。同时，系统储存的压缩热可以对外供热，通过调整运行工况，透平出口的低温空气可以对外制冷。因此，非补燃压缩空气储能是一个冷热电联供的系统，全过程没有碳排放，综合效率高。从技术分类上，非补燃压缩空气储能属于中温绝热压缩空气储能技术路线。
2.2 非补燃压缩空气储能实验验证
2012 年，在国家电网公司大力支持下，清华大学(Tsinghua University)联合中国科学院理化技术研究所(Technical Institute of Physics and Chemistry，TIPC)及中国电力科学研究院(China Electric Power ResearchInstitute，CEPRI)，在国内率先开展压缩空气储能系统的技术验证和工程实践工作，于 2014 年在安徽省芜湖市建成了 TICC-500(500 kW Tsinghua-IPCCASCEPRI CAES)电站[13]。
电站采用 5 级压缩、3 级膨胀的布置方式，储热系统以加压水作为储热介质，蓄热温度为 120 ℃。储气系统采用两个钢制卧式储气罐并联，单个储气容积为 50 m3，共计 100 m3。电站设计发电功率为 500 kW，最大连续发电时长为 1 h，电-电效率 41%，能量综合利用效率 72%。TICC-500电站的建成和成功并网运行标志着国产化压缩空气储能系统在工艺设计技术、关键设备技术和工程应用技术等多方面取得突破。为了进一步提升压缩空气储能系统的效率，清华大学提出了光热复合压缩空气储能技术路线，并借助我国西部地区极为丰富的光热资源开展了试验验证工作。
2017 年，清华大学联合青海大学在青海西宁搭建了 100 kW 光热复合压缩空气储能工业试验电站[14]，并成功实现了全系统联合运行发电，系统电-电效率51%，能量综合利用效率达 80%。该电站将非补燃压缩空气储能系统与光热集热系统复合起来，利用光热系统取代绝热压缩空气储能系统中的储热系统，采用导热油作为蓄热介质存储太阳能光热并加热空气透平进气，蓄热温度为 260 ℃，大大提高了系统的储能效率。该电站为太阳能的综合利用和消纳提供了新的思路，在西部光热资源丰富地区具有广阔应用前景。
3 金坛国家示范项目
非补燃压缩空气储能全过程无污染和排放，具有大容量、高效率、长寿命、零排放等优点，是目前大规模储能领域极具潜力的发展方向之一。然而，其在推广应用中受到了储气系统容量及成本的限制，采用盐穴储气技术可以很好地解决这一问题。中盐金坛盐化有限公司自 2003 年起，率先在国内开始建造天然气盐穴储气库，形成了集盐穴采矿、造腔、利用于一体的新型盐产业模式。鉴于清华大学在非补燃压缩空气储能方面取得的研究成果及中盐金坛在盐穴储气技术方面的成功经验，2017 年 5 月 27 日，国家能源局批复立项了江苏金坛 60 MW/300 MWh 盐穴压缩空气储能发电国家示范项目(以下简称“金坛国家示范项目”)。项目一期将建设 60 MW/300 MWh 盐穴压缩空气储能电站，未来将分期建设总装机容量达到 1 000 MW 的压缩空气储能电站群，打造大规模清洁物理储能基地。
3.1 盐穴储气技术
盐穴是采用人工开采方式在盐岩层或盐丘层中形成的腔体，其一般采用钻井水溶法进行建造，具有力学性能稳定、储气压力高、气密性好、造价低、技术成熟、储气容量大等优点，可以用来储存石油、天然气、压缩空气等液态及气体产品[15]。国外利用盐穴作为储气库的历史最早可追溯到20 世纪 40 年代，期间加拿大首次采用盐穴存储油类制品，1949 年美国开始采用盐穴储存液化石油气，之后盐穴储气技术在欧美得到迅速推广。截至 2018 年底，欧美共有地下储气库群 140 余座，总库容量超过200 亿 m3。我国对盐穴储气的研究起步较晚，2007 年2 月，作为我国“西气东输”的重要配套项目，金坛储气库工程正式运行，成为亚洲首个地下盐穴储气库[16]。截至 2020 年 10 月，我国在建或规划盐穴储气库群 12 个，在运行盐穴储气库群 3 个，在运行盐穴共计44 个，储气量超 15 亿 m3。
盐穴储气作为一种优良的大规模储气方式，与压缩空气储能系统相结合，相得益彰。20 世纪投入商业运行的德国 Huntorf 电站和美国 McIntosh 电站均采用地下盐穴作为储气库。2001 年初，德国 Huntorf 电站对储气盐穴的形状进行了检测，发现盐穴体积收缩率为 0.15%/年，平均沉降速率 3.24 mm/年，盐穴形状与电站初建时相差无几，未发现气体泄漏，充分表明了盐穴储气技术的可靠性。
3.2 项目概况及技术路线
金坛国家示范项目位于江苏省常州市金坛区薛埠镇，毗邻茅山，距常州市约 65 km，距南京市约 100km。金坛盐矿是 20 世纪 60 年代由华东石油地质局在该地区进行石油普查时发现的，但直到 80 年代末才进行勘探和开发。金坛盐矿盐盆占地约 60.5 km2，探明储量 162.42 亿 t，年产盐达 200 多万 t。金坛盐矿一般储藏于地表下 800~1 000 m，盐层厚度可达 230 m，一般在 150~170 m，盐盆边缘厚度为 50~80 m。在这个厚度岩盐层中完全可以建造一个单体高 120~135 m，直径 80~100 m、容积 10 万~40 万 m3 的单体盐穴群。此外，金坛盐矿 NaCl 含量高、泥盐夹层少、矿层顶底板分布稳定、密封性好，具有建造盐穴储气库的良好地质条件。
金坛国家示范项目由中盐集团、华能集团和清华大学共同建设，采用优化的非补燃压缩空气储能技术路线。该系统由电动机、压缩机组、盐穴储气库、蓄热系统、膨胀机组、发电机、调度控制系统和送出系统组成。其中，压缩机组采用两级离心式压缩机组，各级出口均布置蓄热换热器;膨胀机组采用两级轴流式空气透平膨胀机，各级前均布置回热换热器，用于加热透平进气。蓄热系统采用高温合成导热油作为储热和换热工质，最高蓄热温度可达 360 ℃。高压空气储存于地下盐穴中，盐穴容积为 22.4 万 m3，可大幅节省占地空间和建设成本。项目经 1 回 110 kV 专线接入 220 kV 坞家变，能够有效提高当地电网的调节能力，支撑电网安全经济运行。
金坛国家示范项目为日调度的调峰电站，根据当地用电负荷状况，电站的运行模式如下：
(1)储能过程。运行时间为 23:00 至次日 7:00，利用低谷电、弃风电等驱动压缩机由环境中吸气并压缩，产生高温高压空气进入压缩侧油气换热器中与导热油进行换热，导热油吸热升温后进入高温导热油罐，压缩空气放热降温再经冷水塔冷却至环境温度后进入盐穴储气库中进行储存。(2)能量储存。时间为 7:00—13:00，此时压力势能以高压空气的形式储存于盐穴储气库中，压缩热能以高温导热油的形式储存于高温导热油罐中。
(3)释能过程。运行时间为 13:00—18:00，此时为用电高峰时段，高压空气从储气库中释放，在发电侧油气换热器内被高温导热油加热后进入带中间再热器的二级空气透平膨胀做功，完成发电过程。(4)待储过程：时间为 18:00—23:00，释能过程结束后，储气库内压力降至初始状态，导热油放热完毕后进入常温导热油罐，等待下一个储能过程开始。此外，除释能过程外，透平发电机组以调相模式运行，以少量的高压空气及热能损耗为代价，采用高压空气直接驱动透平发电机组使其保持同步转速，通过励磁控制发出或吸收一定量的无功功率，从而实现对电网无功电压支撑的功能[17]。
3.3 关键装备设计研发非补燃压缩空气储能涉及电力、热工、机械、流体、材料以及控制等多个技术领域，学科深度交叉耦合，技术难度大。而在系统运行过程中，能量在电能、热能、机械能以及压力势能等不同形式之间相互传递和转换，如何实现能量的大规模存储和高效转换是一个非常棘手的难题。为了解决上述难题，本项目团队突破了高负荷-宽工况离心压缩、低㶲损高效蓄热/换热、大容量稳定储气和宽压力-变工况膨胀发电等四大技术瓶颈，研发了一系列的关键技术装备，并成功应用于金坛国家示范项目。
4 结语
国家能源局江苏金坛 60 MW/300 MWh 盐穴压缩空气储能发电国家示范项目的投产运行，实现了我国在商业运行压缩空气储能领域零的突破，也是国际上首座实现商业运行的非补燃压缩空气储能工业电站。这标志着我国新型储能技术的研发和应用取得重大进展，将为构建以新能源为主的新型电力系统提供储能新方案，并助力实现我国“碳达峰、碳中和”目标。压缩空气储能技术具有广泛的应用场景，在电网侧，压缩空气储能具备调峰、调频、调相、旋转备用和黑启动等众多功能，可有效提高电网运行安全性和经济性;在电源侧，压缩空气储能可与光伏、风电相结合，构成风储或光伏一体化系统，提升新能源发电消纳率;在负荷侧，压缩空气储能可充分利用多能联储多能联供特性，以其为枢纽构建综合能源系统，提高能源综合利用效率。我国盐穴、煤矿、矿井资源丰富，可以提供大规模储气空间，为发展压缩空气储能提供了便利的条件。在我国大力发展新型电力系统和双碳目标愿景下，未来压缩空气储能技术将具有非常广阔的应用前景。
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作者：梅生伟 1,2，张 通 1，张学林 1，王亚洲 1，王国华 1,3，卢 强 1，薛小代 1,2
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