Summer
点击上方
压缩空气储能系统新突破
随着可再生能源发电渗透率的提高，长时储能发展成为趋势，大规模长时储能的技术路线主要包括抽水蓄能、熔盐储热、液流储能、压缩空气储能、氢储能五类。现阶段，抽水蓄能应用最成熟，但压缩空气储能的优势在于规模大、效率高、成本低、环保清洁，且能摆脱地理限制，有望成为抽水蓄能的补充。
压缩空气储能属于长时储能，即可实现持续长达高于4小时或者数天、数月的充放电循环的储能系统，在调节新能源发电波动作用上优势突出。
据中国科学院工程热物理研究所储能研发中心主任徐玉杰介绍，未来，我国的电力系统是以新能源为主体的新型电力系统，而风力发电、光伏发电等可再生能源发电具有波动性和间歇性，如果大规模接入电网，会造成安全隐患。此时，需要储能系统作为灵活性调节资源调节电力系统。压缩空气储能是一大亮点。
“压缩空气储能技术并非新鲜事，传统压缩空气储能技术已经在德国、美国应用多年，但传统压缩空气储能技术存在依赖化石燃料、需要大型天然洞穴、储能效率较低等问题，大规模推广始终受限。”徐玉杰说，我国的先进压缩空气储能系统回收利用压缩热，不再使用化石燃料，并可采用地上储气装置、人工硐室和地下天然洞穴等多种形式建设储气室。此外，该系统极大地提升了储能效率。
目前，利用百兆瓦级先进压缩空气储能技术，我国已建成国际首座百兆瓦先进压缩空气储能示范电站，并顺利并网发电。该电站位于河北省张北县，是全世界已建成运行的项目中，规模最大、性能最优的新型压缩空气储能电站。年发电可达1.32亿度，能为约5万户用户提供用电高峰电力保障。同时，每年可节约4.2万吨标准煤，减少10.9万吨二氧化碳排放。
压缩气体储能相比其它新型储能有何优势？总体可概况为安全、长寿、爆发力强三点。压缩气体储能首先非常安全。以液化二氧化碳储能项目为例，由于二氧化碳液化很容易，因此储存它只需几兆帕的压力，不用担心高压储气带来的隐患，同时二氧化碳无毒、不易燃易爆，本身的安全性就很好。此外，因为都是机械装置，正常维护情况下压缩空气储能系统寿命可达30-50年.“压缩空气储能是基于热力循环的物理过程，在安全性和性能衰减方面具有天然优势，被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。”基于这些优点，中科院工程热物理所陈海生研究员曾表示，压缩空气储能技术的应用，对实现国家双碳战略目标和自然环境改善，具有重大的战略意义和巨大的市场需求。
值得一提的是，压缩空气储能的能量爆发力比较强。这可以直接作用在一些特别的应用场合。以大型船舶使用的柴油发动机为例，压缩空气平常会被存储在压力罐中，通过特殊的启动阀直接作用于活塞，在开始燃油喷射之前转动曲轴。这种布置比相同规模的电动启动马达更紧凑、更便宜，并且能够提供必要的极高功率爆发，而不会对船舶的发电机和配电系统施加过高的负载。
对于压缩空气储能系统而言，中国正在进一步加强大规模示范和应用，积累工程设计和建设经验，发展完整成熟的产业链，以进一步加快其建设应用。
世界最大液态空气储能示范项目在青海开工建设
7月1日，由中国绿发投资集团有限公司投资建设的6万千瓦／60万千瓦时液态空气储能示范项目在青海省格尔木市正式开工建设。
示范项目位于格尔木市东出口光伏园区，预计2024年底建成投产。来自中国绿发投资集团有限公司的示范项目负责人强同波说：“6万千瓦／60万千瓦时液态空气储能示范项目是拥有自主知识产权的深低温梯级蓄冷技术，建成后将成为液态空气储能领域发电功率世界第一、储能规模世界最大的示范项目，为打造原创技术策源地、现代产业链链长发挥示范作用，助力青海打造国家清洁能源产业高地。”
该项目采用新一代压缩空气储能技术、全国产化设备，基于低温空气液化和蓄冷技术，将电能以常压、低温、高密度的液化空气形式存储。项目储能功率为6万千瓦，储能电量为60万千瓦时，动态投资15.68亿元，储能投资6.45亿元，预计2024年建成。
沈鼓集团为该项目压缩侧整体系统解决方案提供大气进口至冷箱间的全套空气压缩设备，包括透平压缩机、驱动电机、齿轮箱、润滑油站、控制系统及配套辅件。
在满足用户整体工艺要求的前提下，具有压缩侧系统整体多变效率高、压缩机一键启停时间短、压缩机组运行寿命高、设备调节能力强、压缩机控制系统先进等优势，均达到先进技术水平，项目配备的配套件均为行业内优秀的配套件供应商，满足能耗低、效率高、长寿命周期、稳定运行的需求。
百兆瓦级压缩空气储能试验平台储气装置安装开工
7月18日上午，中科院工程热物理研究所南京未来能源系统研究院百兆瓦级压缩空气储能试验平台储气装置项目开工仪式隆重举行。
百兆瓦级压缩空气储能试验平台项目采用全球领先技术，目标是攻克具有自主知识产权的百兆瓦级先进压缩空气储能电站设计与试验测试技术，建成国际首套测试容量最大、测量范围最宽的100MW级先进压缩空气储能集成与验证平台，为大规模长时储能技术的创新与应用提供支撑。项目还将为申报和实施国家级储能技术重大科技基础设施奠定基础，进一步巩固我国在压缩空气储能领域的引领地位，支撑我国双碳发展目标。
中国科学院工程热物理研究所自2004年开展压缩空气储能技术研发，原创性地提出了先进压缩空气储能技术新原理。该技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时大规模储能技术，主要适用于电源侧、电网侧及少数用电大户。
南京未来能源系统研究所现已突破了1～300MW级压缩空气储能系统关键技术，整体研发进程及系统性能均处于国际领先水平。
我国首座压缩空气+锂电池组合式储能电站
7月20日，由新疆能源化工投资建设、上海成套院EPC总承包的定西市通渭县压缩空气+锂电池组合式网侧共享储能电站创新示范项目在甘肃省定西市通渭县举行开工仪式，完成了主厂房承台基础首罐混凝土浇筑。
该项目是国家能源局2023年乡村振兴定点帮扶和对口支援重点项目，也是国家电投创新示范项目和“二星级”新兴产业标杆项目。该项目总装机容量100兆瓦/400兆瓦时，总投资约8.1亿元，一期工程装机容量50兆瓦/200兆瓦时，采用压缩空气+锂电池的组合式储能方案，其中压缩空气储能系统装机容量10兆瓦/110兆瓦时、锂电池储能系统装机容量40兆瓦/90兆瓦时;二期工程装机容量50兆瓦/200兆瓦时。
该项目建成后可全面参与电网调峰、调频等辅助服务，同时进一步放大定西地区风能、光电资源优势，有利于提升绿电消纳利用水平，促进新能源对化石能源的高效替代。该项目每年储电量5145万千瓦时，放电量3780万千瓦时，按照煤电机组标煤折算，每年预期可减少二氧化碳排放2.8万吨，减少二氧化硫排放825吨，减少氮氧化物排放485吨，有利于推动区域能源结构优化和生态环境改善。
该项目具有四大亮点：
1.国内首座压缩空气+锂电池组合式储能电站，提供长时储能、转动惯量、快速调频的综合性电网辅助服务。既发挥了长时储能优势，同时满足调频响应时间和升负荷率要求。
2.采用上海成套院研发的具有自主知识产权的压缩空气储能技术，系统工艺研发自主化率100%，空气压缩、储换热、空气膨胀和高压储气库等非补燃先进绝热压缩空气储能四大核心装备的国产化率达到100%。
3.自主开发压缩空气储能与锂电池耦合协调控制系统，结合当地新能源资源优势，突破储网协同的系统控制与调度技术，提升组合式储能系统的灵活运行水平和综合运行效果。
4.采用轴流离心组合式压缩机组、宽压力变工况空气透平设计技术，解决储气库压力波动与效率无法兼顾的问题，具备响应调度所需的二次、三次调频能力，将在能源保供中发挥重要作用。
通过该项目的顺利实施，可为大用户开发提供创新示范，开拓“新能源+”、大基地建设以及火电转型实施路径，探索大功率长时储能解决方案，促进压缩空气+锂电池储能耦合技术完成产品定型和标准化，形成商业化推广应用，推进国家电投新型储能产业高质量发展。
产业链核心装备企业受益
近年来，压缩空气储能核心装备国产化及技术迭代推动投资成本持续下降以及系统效率不断提升，压缩空气储能项目持续放量。据国泰君安证券不完全统计，截至一月份我国在建及规划的压缩空气储能项目累计约6.9GW，产业化快速推进。
江苏淮安400MW压缩空气储能示范项目，单位建设成本下降至约5000元/KW，已接近抽水蓄能的建设成本；2021年投运的张家口100MW示范项目系统效率已达70.4%。
国泰君安证券预计，2022-2025年，压缩空气储能设备投资空间预计合计约198亿元，2026-2030年，压缩空气储能设备投资空间预计合计约1092亿元。
天风证券预测，2025年压缩空气储能装机量达到6.76GW，2030年达到43.15GW。在2022-2025年间，新增储能装机中压缩空气储能的渗透率有望达到10%；在2026-2030年间，新增储能装机中压缩空气储能的渗透率有望达到23%。
从投资角度看，该产业链的核心环节在于上游设备。压缩空气储能系统内核心设备主要包括压缩机、换热器和膨胀机，储气装置也非常关键。随着压缩空气储能产业化快速推进，产业链核心装备环节参与者迎来快速发展机遇。
来源：压缩机网
往期推荐
免责声明:本公众号基于分享的目的转载，转载文章的版权归原作者或原公众号所有，如有涉及侵权请及时告知，我们将予以核实并删除。