压缩空气储能技术与发展前景.pdfVIP

在构建新型能源体系的背景下，为提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节

电源建设，新型储能初露锋芒，装机规模也在逐年增加。根据国务院《2030年

前碳达峰行动方案》，到2025年，我国新型储能装机容量将达到3000万kW

以上。新型储能中以电化学储能和压缩空气储能的技术最为成熟，但电化学储

能设施仍未形成公认的安全性解决方案，存在发生火灾、爆炸等安全隐患。相

比而言，压缩空气储能安全性较高，且具有储能规模大、放电时间长、使用寿

命长、热冷电综合利用面广等优点。国内外相关高校、科研院所、企业等对压

缩空气储能技术的研发和应用推广极为重视。

1949年，德国工程师StalLaval提出了传统压缩空气储能技术。当用电低谷

时，消耗电力驱动压缩机工作产生高压空气并存储；当用电高峰时，被压缩的

空气膨胀，进入透平做功产生电力。由于空气膨胀做功需要吸收热量，传统压

缩空气储能需要在发电过程中燃烧天然气补热以提高功率，这也导致传统压缩

空气储能技术存在碳排放和环境污染问题。为解决这一问题，压缩空气储能逐

步发展出先进绝热压缩空气储能、液化空气储能、超临界压缩空气储能等新型

技术。其中，先进绝热压缩空气储能相对最为成熟、规模最大，该储能系统中

增加了储热装置，充分利用了空气压缩过程中产生的高热量，通过储热装置进

行储存，再在高压空气膨胀发电时进行回热，极大提高了能量利用效率，不再

需要燃烧天然气进行补热。这项压缩空气技术现已在江苏金坛（60MW×5h）

压缩空气储能项目中示范应用，一批100～300MW级项目正在建设或开展前

期工作。

本文阐述了压缩空气储能特性及项目、关键设备、储气库、应用场景及成本分

析等内容，梳理出压缩空气储能关键技术重点和难点，最终分析技术发展趋势

及研判未来路径。

1压缩空气储能项目建设情况与技术特性

自1949年利用地下洞穴压缩空气进行储能的理念提出以来，国内外开展了大

量研究和实践，国外有2座大型压缩空气储能电站在德国Huntorf电站

（290MW，压缩储能时长12h、发电时长3h）和美国McIntosh电站（110MW，

对外连续输出电能26h）投入商业运行。我国自2014年建成了0.5MW的芜

湖非补燃示范项目，之后在中科院工程热物理研究所技术支持下，贵州毕节

10MW压缩空气储能验证平台和肥城（一期）10MW压缩空气储能调峰电站

于2021年投产，张北100MW压缩空气储能项目于2022年进入带电调试阶

段。在清华大学的支持下，青海西宁100kW复合式压缩空气储能工业示范项

目于2016年投产，金坛压缩空气储能项目于2022年5月投入商业运行，云

岗井田60MW压缩空气储能项目处于建设期。

此外，肥城（二期）300MW级压缩空气储能电站和中国能建数科集团的平顶

山（200MW）、泰安（300MW）等项目近期完成了可行性研究。当前，100MW

级压缩空气储能项目正在开展示范应用。规划或设计阶段的一大批压缩空气储

能项目，装机规模逐步由100MW发展到200MW或300MW。压缩空气储能

技术正由示范应用阶段，转向初期商业化发展阶段。压缩空气储能项目发展历

程见图1。

综合国内外已建项目分析可知，压缩空气储能电站单机容量较大（目前为

100MW），储能时长较长（可达4h以上），调节响应时间为分钟级，初步具

备与中小型抽水蓄能电站相当的调节能力和性能，较其他新型储能形式具备电

站寿命长、安全性更高的优势。国外已投运的商业运行项目，天然气补热后能

源转换效率42%～55%。国内非补燃压缩空气储能电站额定工况下效率可达

约60%～65%，已投运的金坛电站额定工况下电-电转换效率达61.2%。

2压缩空气储能关键设备

压缩空气储能系统包含压缩、储气、蓄热/冷、回热