专访丨新型电力系统下压缩空气储能大有可为
来源：《中国电力报》 时间：2022-06-15 16:22
新型电力系统下压缩空气储能大有可为
——访中国电建西北院太阳能热发电工程研究中心副主任牛东圣
“十四五”期间，我国压缩空气储能项目将进入全新的发展阶段，业界专家学者对此提出若干建议。
中能传媒：请简要介绍压缩空气储能系统的构成及工作原理。
牛东圣：压缩空气储能技术被视为除抽水蓄能之外的另一种极具潜力的大规模储能技术。压缩空气储能系统主要由压缩机、储气库、回热系统、储热系统、膨胀机和发电机组成。在储能时，利用低谷电或可再生能源弃电驱动压缩机将空气压缩至高压状态并存于储气室，同时通过回热系统将压缩过程中产生的压缩热回收并储存；在释能时，将高压空气从储气室释放驱动膨胀机发电，同时利用存储的压缩热加热进入膨胀机的高压空气，无需燃料补燃，全过程无燃烧、零排放。
中能传媒：压缩空气储能对于构建新型电力系统有何作用和意义。
牛东圣：今年2月，国家发改委、国家能源局发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中，曾9次提到压缩空气储能，指出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件，百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；积极探索商业化发展模式，逐步降低储能成本，开展规模化储能试点示范。
在新型电力系统构建中，压缩空气储能在电源侧、电网侧、用户侧均有广泛的用武之地。在电源侧储能应用场景下，压缩空气储能电站以参与调峰调频等辅助服务为主要应用场景。在电网侧储能应用场景下，压缩空气储能电站用途主要包括调峰调频、黑启动、缓解输配电阻塞及延缓输配电设备投资、提高供电可靠性等，发挥保底电网作用。在用户侧储能应用场景下，压缩空气储能电站立足于满足用户降低用电成本及提高用电可靠性的需求，可包括基于峰谷电价的用电成本管理场景，参与电力辅助服务市场场景等。
中能传媒：压缩空气储能在我国的发展现状，规模化推广的关键痛点在哪里？
牛东圣：2014年，清华大学等单位在安徽芜湖建成了500千瓦非补燃压缩空气储能示范工程，系统效率约为40%。中国科学院工程热物理研究所在河北廊坊建成了1.5兆瓦级非补燃超临界压缩空气储能系统示范工程，储能系统效率约为52%，并于2016年在贵州毕节建成了10兆瓦压缩空气储能示范平台，额定工况效率达到60.2%。
在压缩空气储能电站商业化方面，目前已并网的项目主要有江苏金坛盐穴压缩空气储能电站国家示范工程一期60兆瓦/300兆瓦时项目、山东肥城盐穴先进压缩空气储能调峰电站一期10兆瓦示范电站、河北张家口国际首套100兆瓦/400兆瓦时先进压缩空气储能国家示范项目等。其中，河北张家口100兆瓦/400兆瓦时先进压缩空气储能项目系统效率达到70.4%，达到国际最高水平。
目前，我国压缩空气储能电站还处于商业化发展初期，主要的制约因素包括，第一，储气库适宜选址受限。天然盐穴储气库由于其具有密封性和经济性好等显著优点在国内外被作为地下高压储气库的首选，然而我国适合建设地下储气库的岩盐矿藏主要分布在长江中下游、山东和广东局部地区，而光伏和风电装机规模巨大、对于大规模储能需求迫切的“三北”地区，则缺少适宜于建设盐穴地下储气库的岩盐地层。第二，人工储气库成本较高。除了盐穴等天然地下空间外，人工开挖硬岩洞穴储气库是较为理想的替代储气库方案，其优点在于适合建库的硬岩岩石类型多、分布广，选址相对容易，然而其综合建设成本相对较高，还处于商业化示范阶段。第三，电价政策尚不明朗。目前国内暂未出台针对压缩空气储能电站上网电价的支持性政策文件，压缩空气储能电站的定价机制还在探索阶段，这也在一定程度上影响了投资意愿。
中能传媒：金坛项目对盐穴地况的利用，是否为类似工况下（煤矿矿井等）的压缩空气储能项目开发提供依据？
牛东圣：地下储气库选型选址是大规模压缩空气储能电站规划设计的首要问题和先决条件。压缩空气储能地下储气库需要满足耐高压（10兆帕级别）、气密性好、地质稳定性好、耐交变疲劳应力等技术要求。
地下盐穴具有体积大、密闭性好、稳定性高的天然优势，可为压缩空气储能提供优良的储气条件，是压缩空气储能地下储气库的首选。除此之外，废弃矿洞、人工地下储气库等其他地下空间也是地下储气库的可行选项。
对于废弃矿洞而言，废弃矿井和巷道经过改造后具有作为地下储气库的潜力。然而以广泛存在的废弃煤矿矿井及巷道为例，对其进行利用存在着空间稳定性不足，存在巷道坍塌和地面沉陷风险、埋深大带来的地下水处理难度大、煤矿瓦斯等有害气体处置等一系列问题需要研究解决。
赵汀
责任编辑：陈晨
