全球首台！压气储能电站从100到300兆瓦级，中国究竟如何做到的？

听说过火力水力发电，也听过核能发电，但你知道储能电站吗？

近日，300兆瓦级的压气储能电站正式投运，为新型储能电站的进一步推广又设立了一个好的试点。

在能源供应领域，储能电站的作用是什么呢？我国近年来在该领域的发展，又取得了哪些成就呢？下面就来跟大家简单聊一聊关于储能电站的那些事。

100到300，别样电站的背后

湖北应城，一座新型的电站在近日投运并网运行。电站的规模，从单机功率到储能规模再到转化效率三个方面，应城的电站创下了世界纪录。

整套系统是我国自主研发设计并建造，是我国新型储能领域的示范工程。

300兆瓦级的单机功率，1500兆瓦时的储能容量，在效率的转化利用上，更是能达到70%。

新的压气储能电站规模为最大，而从类型上看，这并非第一座。还在2022年，张家口就有压气储能电站并网发电，不过此前的规模为100兆瓦级，相对较小。

在具体应用上，新并网的电站，每天储能时间8小时，耗能5小时，全年储存的气量规模为19亿立方米，能发电5亿千瓦时。此前的张家口的电站，年发电量为1.32亿千瓦时。

从工作机制上看，压气储能电站是将高压的气体释放，在过程驱动系统进行发电。

和传统电站的区别在于，用电低谷时，电站只是将空气压缩并储存。等到用电高峰的时候，再将空气转化成电能释放出来。所以形象一点说，压气储能电站就像“充电宝”。

有人可能会疑惑，直接发电用电不好吗，何必再多此一举呢？

原因是电力在运用的时候存在高峰和低谷，而一般发出来的电是无法进行储存的。尤其是太阳能和风能发电，特有的随机和不确定性，在并网发电后对电网的冲击很大。

正是在这种情况下，类似于压气储能电站这样的系统，能够让电能的储存方式发生变化，以“不是电”而是“能”的形式存在。等到用电高峰来临，再将所储存的能量转化成电力输送出去。

“压气”，就是这种储能电站的一种储能形式。除了压气储能电站之外，还有抽水储能电站。

两者对比起来，前者建造的时间和成本更低。比如应城这座新投运电站，其建设时长只有两年左右。如果是抽水储能电站，建造周期需6到8年。

不过，压气储能电站也有另外的制约和瓶颈。像应城的电站和张家口的电站，选址在盐穴和人工硐室。国内另外一座位于常州市的压气储能电站，也是在一处盐穴里运行的。

为什么非要在盐穴里运行，下面会进行解释。而除了选址的制约外，压气储能电站需要石化燃料提供热源，其次是系统的效率目前也不是太高。

也就是说，虽然它有成本和建造周期短的优势，但是在选址、能源利用和效率上，也存在短板。

至于为何会这样，就得了解一下压气储能电站究竟是怎么工作的了。

压气储能电站的原理

压气储能是储能电站的一种，是利用压缩空气实现物理储能的技术。

在类型上，该电站又分为补燃式压气储能和非补燃式压气储能，非补燃式是目前技术研究的主要方向，在国内现有的规模中也很突出。

整个工作的原理机制，分为能量输入、能量解耦、能量耦合、能量输出。

第一步，利用电力驱动压缩机，将空气吸入后进行压缩，物理作用下空气变成了高温高压的气体。因为吸入空气时使用了电能，而用的电能，就等于转化成了高压气体。

第二步，需要将高温高压的气体分离成热能和势能。在设备的分离和更换作用下，气体的冷热发生变化，再通过分门别类的储存，进而实现能量的转化。

第三步是进行热量交换，高压空气和高温换热介质进行交换，之后空气完成压缩热能和压缩势能的耦合。

第四步便是能量重新输出。在用电高峰时段，经过换热后的空气变成了高温高压气体。

在这个过程中，可以驱动膨胀机做功，进一步带动发电机发电。储存的内能又转化成了机械能，后者又进一步变回成为电能。电力最终又回到电网中，并转化成可利用的电能。

技术类型有哪几种

上面提到，压气储能分为补燃式和非补燃式两种，此外根据空气的状态，又有气态储能和液态储能等类型。

截止到目前，大规模商业运营的储能电站位于美国和德国。McIntosh和Huntorf两座电站，使用的是补燃式技术，采用天然气补燃，可以增加做功能力。

具体来看，补燃式技术，意味着能提供大的势能，将进入膨胀机里的高压空气，与燃料进行混合燃烧，随着内部温度升高会形成更高压的气体，最终做功的能力就更大了。

但这种技术类型的劣势在于，需要大量的石化燃料来辅助燃烧，这样一来就跟能源结构转型背道而驰。

而且在工作过程中，产生的压缩热也会被排放掉，这会造成系统整体的效能降低。

为了解决对化石燃料的依赖，目前的研究是利用太阳能加热释放空气，可以在整体上提高系统的运作效率。

另一种是绝热空气压缩储能技术，利用热换器回收压缩过程中产生的热量，它可以用来加热进入膨胀机进口处的空气。

这样一来，在储能和释放能量的过程中，就能实现热量的交换。整个工作流程是在绝热的情况下完成的，效率会有所提升。

理论上可以实现绝热，但在实际使用中，难以达到真正的绝热，所以这项技术还处在论证研究阶段。

还有另外两种技术，等温压缩空气和液态压缩空气。

等温压缩技术，采用换热温度控制手段，空气在压缩和膨胀过程中，整体不会发生较大的温度变化。

这种模式不需要燃烧加热，所以系统没有燃烧室，同时也没有储热装置。相对于其他技术，结构上的简洁也使得运行参数整体更不复杂。

但该系统的效率比较低，在热能的利用和交换上，需要更好的技术以及材料应用才能有所保证。

还有一种便是液态压缩技术。该技术是将空气液化后储存，相比气态，压缩后的空气体积变小，系统整体所需的面积也较小。

电力转换时，要将储存的液化气体加压升温，空气重新气化进入膨胀机做功，进而就能驱动发电机发电。

它的缺点是，气体在进行液态和气态的转化中，会损耗部分能量，整体效率会下降。

此前在2013年，中科院工程热物理研究所，曾在廊坊建造过这样一座示范系统。

那么问题来了，为何压气储能电站，需要利用洞穴来建造系统呢？

储气设施的地点规划

压气储能电站的设备规划，需要保证三个基本的要求。一个是要有比较大的容量，至少需要几十万立方米的容量。

另一个需要有很高的密闭性和密封性，保证在运行过程中气体不会发生泄露。

最后一个是要稳定性好，能保障气体长期储存。基于这三点要求，天然的盐穴和人工硐室，就具备了储气的很大优势。

盐穴是盐矿开采后留下的天然洞穴，它本身占地面积小，内部体积容量大，另外密封性和储气压力也能达标。最后，因为洞穴天然存在成本较低。

国内的盐穴资源很丰富，只有0.2%的盐穴被利用了，大量的盐穴处于闲置状态。未来大规模发展压气储能电站，能够利用的空间就很大。

另外一种是人工硐室，内部利用混凝土做衬砌，外部则是围岩和密封层。相对于盐穴，它摆脱了对地层和地形的依赖。

甘肃酒泉，在建的压气储能电站，采用的就是人工硐室的方式。西北地区风能和光能资源充足，但没有天然盐穴，所以人工硐室就是一个必然的选项了。

未来发展趋势

压气储能电站前景应用广泛，目前各地的装机规模，也从百兆瓦级发展到300兆瓦级，其发展空间在下一步还很大。

首先是在设备层面，该类型电站在运行的情况下，需要频繁的启动和停运，情况变化多样，系统设备运行的场景要适应多变的场景，尤其是高负荷运行的态势下，更要满足复杂的状况。

其次是技术层面，节能低碳是本质，非补燃式的技术类型，未来将会逐步成为发展的主流。

如何最大程度的保证效率，如何保证能量的转化更加快捷而高效，这需要在技术上做深入探索。

从应用场景来看，该电站发电是其次，储能是关键，而储能的背后，又关乎电网的整体运行和电力调节。所以，它的本质就像是电网整体的调节器。

在能源利用需要更加高效的时代，原本的耗损，也会被开发和利用起来，让它们尽可能的发挥作用。

结语

今年两会中，新型储能被专门提到，这就意味着未来围绕该领域的发展，不管是技术上的深入研究，还是政策上的保障，都会稳步向前推进。

要推动绿色能源成为未来的主流，保证能源结构转型的顺畅，本质就是保证代替模式的稳定和可持续。

压气储能电站将是未来储能电站的重要分支，它既要做充电宝，又是电力调节的关键节点，作用优势将会越来越凸显。

像张家口此前建成投运的电站，能够在电力高峰时期为5万用户提供保障，由此每年可节约4.2万吨煤炭，二氧化碳的减排量可达10.9万吨。

新技术会持续推动，下一步也会推动观念上的变化，而整体带动的变化，反过来又会促进技术的持续进步。