2.4　压缩空气储能技术

压缩空气储能技术问世已经30多年了，是一种基于燃气轮机的储能技术，其原理是：将燃气轮机的压缩机和透平机分开，在储能时，用电能驱动压缩机将空气压缩并存于储气容器内；在放电时，高压空气从储气室释放，进入燃烧室助燃，燃气膨胀驱动涡轮做功发电。

2.4.1　压缩空气储能技术的原理

如图2-4所示，压缩空气储能电站主要由压缩机、汽轮机、电动机、发电机组、热交换器、高压空气储存装置等组成。压缩空气储能关键技术涉及面比较多，主要包括高效压缩机技术、汽轮机技术、燃烧室技术、储热技术、储气技术和系统集成与控制技术等。压缩机和透平机是压缩空气储能系统的核心部件，其性能对整个系统的性能具有决定性影响。传统的压缩空气储能系统要求的压缩空气容量大，通常储存于密闭性好的地下盐矿、硬石岩洞或者多孔岩洞，对于小型压缩空气储能系统，可采用地上高压储气容器以摆脱对储气洞穴的依赖。与常规燃气轮机电站不同，压缩空气储能电站的汽轮机和压缩机布置在电动发电机组的两端，分别用离合器连接，这样可以各自独立运行。

压缩空气储能电站将燃气轮机的压缩机和透平机分开，其工作原理是：储能时在电网用电低谷利用电网中过剩的电力，通过联轴器将电动机/发电机和压缩机耦合，与燃气轮机解耦合，利用由压缩机、电动机、空气储存设施等组成的储能系统，由电动机驱动压缩机将空气压缩并储存于高压密闭的岩穴、废弃矿井等储气设施内，将电能转化成压缩空气的气压势能储存起来。在电网用电高峰时，电动机/发电机与燃气轮机耦合，与压缩机解耦合，利用由燃气轮机、燃烧室以及加热器等构成的发电子系统，将高压空气从储气设施内释放，经换热器与油或天然气混合进入燃烧室，利用压缩空气燃烧驱动燃气轮机发电。

地下储气站可采用报废矿井、山洞、过期的油气井和新建的储气井及沉降在海底的储气罐等多种模式，其中最理想的是水封恒压储气站，能保持输出恒压气体，从而保障燃气轮机稳定运行。压缩空气理想的储存深度是150～900m，在这样的深度下，每天的温度、压力变化不大。空气储存库要求严密不漏，稳定可靠。高压空气可以储存在岩石中的人工洞穴中，也可利用疏松的岩石含水层。

迄今为止，国际上共有两个100MW级以上大规模的压缩空气储能示范电站，分别在德国和美国［8］。常规燃气轮机电站对外的电力输出功率约为燃气轮机轴功率的1/3，其余2/3用于驱动压缩机等。压缩空气调峰电站在运行发电时，燃气轮机轴功率全部用于发电，因此，在消耗同样燃料的情况下，压缩空气储能电站的输出功率是常规燃气轮机电站的3倍。

压缩空气储能电站的优点是：储能容量较大，储能周期长，投资相对较少；用于调峰电站，改善电网负荷率，使电网系统中的火力发电设备处于高效率状态下运行，减小输出波动，提高经济性和可靠性；压缩空气储能电站用于调峰电站时，压缩机在电网用电低谷时，用电网的低谷电驱动压缩机压缩空气，在电网用电高峰，释放高压空气供透平机发电，因此，在同样条件下透平机向电网的输出功率是常规燃气轮机调峰电站的3倍；压缩空气储能电站启动灵活，在压缩空气瞬间即可使用，3min左右即可从空载达到额定输出功率，启动快，适用于旋转备用电站。

但是，传统的压缩空气储能系统不是一项独立的技术，它必须同燃气或燃油燃气轮机电站配套使用，不适合我国以燃煤发电为主而不提倡燃气和燃油发电的能源战略。而且，传统压缩空气储能系统仍然依赖燃烧化石燃料提供热源，面临化石燃料价格上涨和污染物控制的限制。此外，同抽水储能电站类似，传统的压缩空气储能系统也需要特殊的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、岩洞、废弃矿井等。

压缩空气储能技术的缺点是能量效率较低。据悉，德国亨托夫（Huntorf）的压缩空气储能电站能量效率只有42％。压缩空气储能技术能量效率低的原因在于，空气受到压缩时温度会升高，空气释放膨胀的过程中温度会降低。现有的压缩空气储能系统在压缩空气过程中，一部分能量以热能的形式散失，在膨胀之前就必须要重新加热（通常以天然气作为加热空气的热源），这就导致能量效率降低，温室气体排放量增加。

建设压缩空气储能电站，需要具有稳定地质结构的岩洞，这成为限制压缩空气储能发展的重要因素。另外，压缩空气储能电站通常是与天然气燃气或燃油调峰电站匹配，我国天然气和石油价格很高，天然气燃气及燃油调峰电站经济性差。

2.4.2　压缩空气储能技术现状

压缩空气储能技术问世已有30多年，但迄今为止，世界上仅有两座100MW以上级大型压缩空气储能电站投入商业运行。第一座是1978年投入商业运行的德国亨托夫（Huntorf）电站［9］，目前仍在运行中，机组的压缩机功率为60MW，发电输出功率为290MW，系统将压缩空气储存在地下600m的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×105m3，压缩空气的压力最高可达10MPa。压缩空气储存设施可连续充气8h，连续发电2h。该电站在1979～1991年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性为97.6％，示范运行结果表明，该压缩空气储能电站具有很好的利用率和可靠性。第二座是1991年投入商业运行的美国亚拉巴马州的Mclntosh压缩空气储能电站［13］，其地下储气洞穴在地下450m，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。该储能电站压缩机组功率为50MW，发电输出功率为110MW，可以实现连续41h空气压缩和26h发电。目前，两座压缩空气储能电站都正常运行。

日本1998年在北海道空知郡的上砂川町开始建设输出功率为2000kW的压缩空气储能电站［10］，其发电时间为4h，压缩空气填充时间为10h，它利用废弃的煤矿坑（约在地下450m处）作为地下储气洞穴，空气压力为4.0～8.0MPa。该储能电站于2001年投入运行。

美国艾奥瓦州计划投入4亿美元，建设全球第三座100MW级大型压缩空气储能电站［11］。该电站计划充分利用艾奥瓦州丰富的风力资源作为压缩空气储能电站的运行能源，但因其地质评估而中止建设，地质测试结果表明，选址不适合建设如此规模的地下压缩空气储能项目，该项目曾计划于2015年完工投运。

我国对压缩空气储能系统的研究开发开始比较晚，但随着电力储能需求的快速增加，压缩空气储能技术的研究逐渐被一些大学和科研机构所重视。中科院工程热物理研究所、清华大学、华北电力大学、西安交通大学、华中科技大学等单位对压缩空气储能电站的热力性能、经济性能等进行了研究，但大多集中在理论和小型实验室研究层面，目前还没有投入商业示范运行的压缩空气储能电站。

2.4.3　压缩空气储能技术发展趋势

建设压缩空气储能电站主要存在两大障碍：一是需要具有稳定地质结构的岩洞，这成为压缩空气储能电站发展的制约因素；二是压缩空气储能电站通常是与燃气或燃油调峰电站匹配，我国天然气和石油价格相对很高，天然气燃气及燃油调峰电站经济性较差。为解决这两大问题，近年人们开始关注压缩空气储能新技术，如带蓄热的压缩空气储能系统、小型压缩空气储能技术、液化空气储能技术、超临界压缩空气储能技术、与可再生能源耦合的压缩空气储能技术等［12］。

带储热的压缩空气储能技术又称绝热压缩空气储能技术，该空气压缩过程接近绝热过程，存在大量压缩热能。该压缩热被储存在储热装置中，并且在压缩空气储能发电（释能）过程中加热压缩空气，驱动透平机做功。相比于燃烧燃料的传统压缩空气储能技术，系统的储能效率有所提高，但投资成本将增加。

小型压缩空气储能技术的规模一般为10MW级，它利用高压容器储存压缩空气，解决了对储气洞穴的依赖［13］。液化空气和超临界压缩空气储能技术也是近年提出的压缩空气储能技术［13］，由于液态空气的密度远大于气态空气的密度，液化空气压缩空气储能技术不需要大型储气室。但由于液化空气耗能较高，所以液化空气压缩空气储能技术的效率很低。为解决液态空气储能系统低效率的问题，又提出超临界压缩空气储能技术，该技术利用超临界状态下空气的特殊性质，综合了常规压缩空气储能系统和液化空气储能系统的优点，具有储能规模大、效率高、投资成本低、能量密度高、不需要大储存装置等优点。