"这个项目大家可以通俗地理解成一个超级大号的充电宝。我身后这两个球，就是这个超级无敌大充电宝的蓄冷蓄热罐。项目投产后，预计年发电量达1.188亿千瓦时，可满足近10万个家庭1年用电量。"12月5日，宁夏新闻网记者在宁夏中宁县大唐100MW/400MWh压缩空气储能项目现场，展开报导。
大唐中宁100兆瓦/400兆瓦时压缩空气储能项目，是国家能源绿色低碳转型发展的关键核心技术攻关项目，在能源领域受到广泛关注。
据大唐中宁能源开发有限公司副总经理曹雷年介绍，项目团队解决了高压空气密封的技术难题，通过采用柔性密封技术，可将1000公斤压力的空气安全储存在地下150米深处。不久前完工的两个巨型球体，是宁夏目前最大的储罐，每个储藏容积达8000立方米，用来存储压缩空气储能项目中所用到的热量。
“项目计划2025年年底投产发电，预计每年可释放电量达1.188亿千瓦时，满足近10万个家庭1年的用电量。”
储能有两种主要方式，即化学储能和物理储能。目前，化学储能在市场上更为常见，比如手机与电动汽车的电池、电化学储能电站，就是化学储能的代表。当前，化学储能的技术已趋于平稳成熟，所以转化效率相对较高，论单次投资，也比压缩储能节约成本。
（电化学储能电站）
然而，在电池寿命、安全性、环保性等方面，化学储能则不如物理储能有优势。例如抽水蓄能，电站利用电力负荷低谷时的电能，将水抽到上水库储存，在电力负荷高峰期时将水放下来发电，从而将多余的电能转化为高价值的电能。
（抽水蓄能）
压缩空气储能则是物理储能范畴升起的新星，其原理是利用电力系统负荷低谷时的多余电量，将空气通过压缩机压缩并储存于盐穴、人工硐室、管线钢等空间；在需要发电的时候，利用膨胀机将高压空气释放，带动发电机发电。
与化学储能方式相比，压缩空气储能具有容量大、储能时间长、系统寿命长、安全性较高、环保性较强等优点，具体如下：
容量方面：压缩空气储能容量仅次于抽水蓄能，适合大规模储能，系统可以持续工作数小时乃至数天；
寿命方面：通过恰当维护，压缩空气储能系统使用寿命可以达到40～50年；
安全性和环保性方面：压缩空气储能使用的原料是空气，不会燃烧，且不产生任何有毒有害气体。
与抽水蓄能方式相比，压缩空气储能项目建设的选址限制则相对较少，既可以将压缩空气储存在合适的地下矿井或岩穴中，也可以用地面高压储气罐取代地下洞穴；此外，压缩空气储能项目也比抽水蓄能项目更短。
与锂电池、抽水蓄能等储能技术相比，我国压缩空气储能发展起步较晚，仅有10多年的开发史，但在多种优势的加持下，发展势头迅猛。
2004年，中国科学院工程热物理所的陈海生开始探索储能技术，并认为压缩空气储能最具潜力。尽管当时，中国储能技术尚属冷门，可再生能源占比极低。
2005年，陈海生在英国利兹大学访学期间，与导师共同提出液态空气储能概念，并获得资金支持。2009年，他们成功建成国际首套兆瓦级液态空气储能装置。
回国后，陈海生立志发展更先进的压缩空气储能技术。针对传统技术的低效率和依赖天然气问题，他带领团队进行技术创新，提出具有自主知识产权的先进压缩空气储能技术，实现零排放并大幅提高储能效率。
当然，在此过程中，团队面临着诸多挑战，包括核心部件的研发、蓄热蓄冷技术的突破等。他们建设了实验平台，结合计算机模拟进行优化，最终成功突破技术瓶颈。
中国科学院工程热物理研究所所长陈海生认为，随着可再生能源在整个能源体系当中的比例逐步增加，对于压缩空气储能这种4小时以上，甚至是达到10小时规模级别的长时储能的需求将大幅度增加。
据智研瞻产业研究院预测，2023-2029年，中国压缩空气储能行业市场规模将从27.09亿元增长至288.08亿元，增幅高达963.42%。
当前，压缩空气储能正在加快完善产业链条，其中：
产业链上游主要是设备、资源供应，核心设备包括空气压缩机、膨胀机、蓄热换热系统等，此外还需要储气的盐穴资源等。
前文有提到，山东肥城的压缩空气储能项目，就是利用当地的盐穴资源来储气。盐穴是地下盐层中的洞穴，通过注水控制岩盐溶解而形成。根据技术条件，容积可达几十万立方米，根据不同深度，可以在高达20兆帕压力下储存大量气体。据统计，我国地下盐矿储量超万亿吨，盐穴资源丰富，主要分布在山东、江苏、安徽、湖北、陕西等地。
据中国能建中电工程江苏院发电公司总经理高波介绍，湖北应城的300兆瓦压缩空气储能项目，总投资达19.5亿元，带动的上下游产业链与火电、动力设备、地下工程等行业接近，核心设备已基本实现国产化。
产业链中游则是技术提供与项目建设，目前主要的技术提供方是中科院热物理研究所下属的中储国能，以及清华大学等高校。
下游则是将压缩空气储能电站接入电网系统，服务于工业用电、商业用电、居民用电等部门，起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等关键作用。
而在具体的应用场景方面，压缩空气储能技术已被应用于多个领域：
在电源侧，压缩空气储能系统可与风电、光伏等新能源发电系统集成，提升新能源的电能质量和可控性。
在电网侧，压缩空气储能系统可以直接接入输电网或配电网，并接受电力调度机构的统一调度，提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等技术服务，有助于提高电网的供电可靠性。
在负荷侧，压缩空气储能系统可与光热、地热、工业余热等能源相耦合，应用于工业园区、公共建筑等，提高系统布置的灵活性和利用效率。
随着逐步地推广应用，压缩空气储能技术的收益模式也将越来越完善、丰富，展望未来：
在电源侧，压缩空气储能可通过与可再生能源集成，形成风光储一体化项目获取收益。
在电网侧，压缩空气储能可实现与抽水蓄能一样，响应电网调度，依靠容量电价和电量电价获取收益。
在用户侧，压缩空气储能项目则可借鉴山东目前的共享储能模式，通过向用户出租、出售储能服务，获取收益。
2024年被行业人士称为压缩空气储能技术产业化的元年，不仅国内多个示范项目落地，英国、美国、加拿大等国也均建成了新型压缩空气储能电站，澳大利亚、瑞士、西班牙、智利等国也在开展产业化推广。
压缩空气储能技术正从示范应用加快走向市场，但在大规模商业化的过程中，压缩空气储能还需进一步攻克难关：
第一在转换效率方面，目前压缩空气储能的效率能达到70以上，但与效率较高的电化学储能电池（90%以上）相比仍较低；
第二是在响应速度方面，没有电化学储能快。目前，压缩空气储能方式，负荷从0到100%的正常响应时间在分钟级，而电化学储能为秒级到毫秒级；
第三是成本还有待进一步下降，尤其是在规模较小的应用场景下，单位成本较高。
此外，中储国能总经理纪律则指出，对于此类新型储能技术，还需要建立并完善行业标准和规范，从而助推整个产业的规范发展和后续项目的推进。
参考素材来源：中国经济网、电气应用
责任编辑：发光熊
审核：诸葛
2024-12-08
2024-12-07
2024-12-02
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