压缩空气储能逐步迈入规模化工程应用阶段

湖北应城300兆瓦压缩空气储能电站储换热球罐区。

赵雪明摄

中国能建数科集团供图

工作人员在压缩空气储能电站调试压缩机闭式冷却水系统阀门。

丁小伟摄

湖北应城300兆瓦压缩空气储能电站，8个白色储换热球罐稳稳矗立，地下500米处，拥有100多万立方米储气空间的废弃盐穴正进行注气排卤调试，力争年内实现机组全容量投产。

“这是世界首台(套)300兆瓦压缩空气储能电站，类似‘超级充电宝’，每天可储能8小时、释能5小时，全年发电量约5亿千瓦时。”中国能建数科集团副总经理李峻介绍，我国风电、光伏等新能源装机规模不断增加，但它们比较“调皮”，电力供应有时过剩有时不足，而且频率忽高忽低，需要储能来担当“绿电管家”，平衡电网供需。

看不见、摸不着的空气，是如何变身“超级充电宝”的?

用电低谷时，富余的电能驱动压缩机，将空气压缩成高压状态。压缩机，类似自行车打气筒，可将空气打进“轮胎”里，这个“轮胎”就是盐穴、人工硐室等密封储气库。压缩空气过程中产生的热量，则以热水、熔盐等形态储存在地面的储热罐中。

用电高峰时，地下储气库会释放所储存的高压空气、储热罐释放所储存的热量。这时，高压空气被加热，使其具有极大的膨胀力来驱动空气透平发电机组，就像吹动风电机组的“大风车”一样，产生电能向电网供电。

压缩空气储能具备大功率、长寿命、深调峰、易选址等特点，单机功率可实现数百兆瓦甚至吉瓦级的储能容量，寿命通常可达30年以上。目前电站的建设周期通常在18至24个月，单位建设成本每千瓦6000元至8000元。随着规模化效应显现和工程技术日趋成熟，建设成本将进一步降低。

近年来，我国压缩空气储能技术发展迅速，科研成果和工程应用走在了世界前列。从500千瓦实验装置、10兆瓦示范、60兆瓦商业运行，到300兆瓦等级机组并网成功，再到首个600兆瓦等级机组完成可研评审，压缩空气储能逐步迈入规模化工程应用阶段;与此同时，系统效率持续提升，不少电站能达到65%至70%。

电力规划设计总院副院长张健介绍，从产业链环节看，压缩空气储能主要包括压缩机、储换热设备、储气设施、膨胀机等关键环节和设备，与火电、动力设备等行业接近，自主可控程度较高。

目前，压缩空气储能仍然存在着单位体积或单位质量所能储存的能量相对较少、效率有待提高、系统相对复杂等短板。

张健建议，推动压缩空气储能规模化产业化应用，还需在技术创新与效率提升、降低建设运维成本、拓展应用场景、政策支持、人才培养等多方面努力。

今年，国家能源局正式发布56个新型储能试点示范项目名单，其中11个是压缩空气储能路线。“随着技术不断完善和更多项目落地，我国压缩空气储能产业有望迎来更广阔的发展前景，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。”中国能建首席专家、数科集团董事长万明忠认为。