我国新型压缩空气储能技术走在世界前列

发布日期:2021-06-16· 中国能源报 卢奇秀

不仅可以解决传统压缩空气储能依赖大型储气室、依赖化石燃料、系统效率低三个主要的技术瓶颈。10MW项目系统效率为60%。是目前全球系统效率最高的压缩空气储能系统。

6月初,位于河北张家口的国际首套100MW压缩空气储能项目施工现场热火朝天。

中储国能(北京)技术有限公司CEO纪律介绍,以中科院工程热物理研究所为技术依托,该项目计划年底投产,“经过多年技术沉淀,当前无论是装机规模、技术水平,还是系统效率,我国新型压缩空气储能均走在世界前列。” 

解决传统压缩空气储能瓶颈

压缩空气储能利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气,将其储藏在高压密封设施内,在用电高峰释放出来驱动膨胀机带动发电机发电。早在1978年,德国建成了世界首座大规模压缩空气蓄能示范电站,之后,美国、日本和以色列也相继建设了相关项目。

“压缩空气储能具有规模大、周期长、单位投资小等优势,极具发展潜力。传统压缩空气储能技术来源于燃气轮机技术,我国相关技术与国外水平相比有较大差距。”纪律告诉记者,压缩空气储能依赖化石燃料燃烧提供热源,需要特定的地理条件建造大型储气室,如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等,且系统效率仅在50%左右,经济性相对较差。

近年来,为解决压缩空气储能技术瓶颈问题,国内外学者开展了新型压缩空气储能技术研发。目前中科院工程热物理研究所取得了一系列国际领先的技术成果,不仅可以解决传统压缩空气储能依赖大型储气室、依赖化石燃料、系统效率低三个主要的技术瓶颈,还能以储气罐替代储气室,没有场地限制,系统效率提升了10%—15%。从2013年开始,中科院工程热物理研究所技术团队分别在河北廊坊、贵州毕节建成1.5MW、10M级新型压缩空气储能示范项目,后者系统效率达到60.2%,是目前全球系统效率最高的压缩空气储能系统。

“在新型压缩空气储能技术上,我国与国外发达国家的起点一致。目前全球已建成的兆瓦级新型压缩空气储能项目的机构有4家,我国处于领先地位。张家口市 100MW先进压缩空气储能示范项目预计年底投运,系统设计效率可提升至70.4%,将进一步巩固我国在压缩空气储能领域的国际地位。”纪律称。

仍处于商业化初期

数据显示,截至2020年底,我国已投运的储能项目累计装机规模35.6GW,其中抽水蓄能占比达89.3%,压缩空气储能的占比仅为0.03%。世界领先的技术,为何没能大规模推广?

在纪律看来,压缩空气储能是一项高门槛的领域,目前大多研发机构仍处于理论研究和系统分析阶段。首先是技术门槛高,压缩空气 储能是多学科交叉、多过程耦合的系统工程,在压缩膨胀设备、空气换热、系统控制集成方面存在较高技术壁垒;其次是单机规模大、总投资较高,系统规模在10MW—100MW级示范工程的建设资金高达数亿元,产业化还需要一个过程。

纪律指出,目前新型压缩空气储能仍处于示范阶段,随着张家口100MW示范项目的建成,将完成百兆瓦先进压缩空气储能型压缩空气储能产品的定性,此后再致力于规模化量产和推广。“1.5MW项目系统效率为52%,10MW项目系统效率为60%,100MW系统设计效率达到70%。未来随着系统规模扩大,其效率将进一步提升至75%以上。系统规模越大、储能容量越高,系统的效率就越高,随之单位成本越低、经济性越好。”在他看来,100MW级项目最具商业推广条件,是大规模压缩空气储能的真正“赛道”。

呼唤价格政策尽快出台

相关预测显示,作为新能源发展的关键支持技术,到2025年,我国储能装机将较目前水平增长10倍以上。

“要满足电网系统对大规模、长时间储能的需求,新型压缩空气储能当仁不让。与同属物理储能方式的抽水蓄能相比,新型压缩空气储能在建设周期和投资成本上更具优势,抽水蓄能建设周期为6—8年,新型压缩空气建设周期仅为1.5—2年,且不涉及移民搬迁问题。基于抽水蓄能对地理条件的要求,未来市场增量有限。”在纪律看来,压缩空气储能同抽水蓄能一样,都属于长时大规模,并与电化学储能及飞轮等形成互补关系。未来压缩空气储能将主要应用于电网侧,其次是大规模百万机组发电侧、核电机组和一些火电的灵活性改造方面。

新型压缩空气储能具有本质上的高安全性。纪律介绍,储气罐多为中压压力容器,压力等级较低,且空气扩散能力很强,不具可燃性,无爆炸和燃烧风险。而采用地下盐穴储气,对地面建筑和人员活动不会产生影响。

经济性是行业大规模推广的前提。日前,国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,明确以竞争性方式形成电量电价,将容量电价纳入输配电价回收。此举有利于提升抽水蓄能电站的盈利能力。

纪律表示,新型压缩空气储能同样具备抽水蓄能的功能,价格机制和市场环境将助推行业进一步发展,呼吁相关政策尽快出台。


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