[行业发展] 中国压缩空气储能有望后来居上

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发表于 2014-1-2 20:57 |只看该作者 |倒序浏览

根据2008年的数据，抽水蓄能在国际储能市场中容量最大，占总装机容量的99%；排名第二的是压缩空气储能，占0.5%；剩下包括各种电池在内的所有其他形式占0.5%。

除了抽水蓄能的“霸主”地位无法撼动，最有希望实现大幅增长的就是压缩空气储能。

今年3月，在接受《科学时报》记者采访时，中科院工程热物理所研究员陈海生指出，一旦目前世界上在建的6吉瓦电站建成，压缩空气储能在总储能装机容量中的比例将迅速提高到3%~5%。

在各种储能技术中，抽水蓄能在规模上最大，达到上千兆瓦，技术也最成熟；压缩空气储能次之，单机规模在百兆瓦级别；化学储能规模较小，单机规模一般在兆瓦级别或更小。

实际上，为了输出西北丰富的风能资源，我国一直迫切需要配备大规模的储能装置。但很多地区并不具备建设抽水蓄能电站的自然条件，这就需要其他的储能手段。

然而，在国外已是成熟技术的压缩空气储能在我国却颇为陌生，不仅几乎没有产业基础，甚至连理论研究都不多。

究其原因，是压缩空气储能自身的技术特性使得其在我国很难推广。陈海生更是直言不讳：如果固有的“硬伤”无法克服，压缩空气储能在中国只有死路一条。

而记者在采访中了解到，工程热物理所刚刚启动示范的创新型压缩空气储能装置，在设计上有别于现有的传统装置，力图克服原有缺陷，打造适合中国国情的新型压缩空气储能电站。

优点：大规模储能的理想解决方案

压缩空气储能的两大优势使其成为一种重要的储能手段。首先，压缩空气储能在规模上仅次于抽水蓄能，如德国一座电站的规模达到290兆瓦。其次，技术成熟，已经实现大规模商业化应用。

之所以说其技术成熟，主要是由于压缩空气储能是一种基于燃气轮机的储能技术。只不过，压缩空气储能的原理是将燃气轮机的压缩机和透平分开，在储能时，用电能将空气压缩并存于储气室中；在释能时，高压空气从储气室释放，进入燃烧室膨胀做功发电。

“实际就是让压缩机和透平分时工作，从而起到调峰的作用。”陈海生解释说。

1949年，压缩空气储能的第一个专利在美国问世。1978年，第一台商业运行的压缩空气储能机组在德国诞生。

由于技术成熟、规模较大，压缩空气储能的成本较低，大约为3000～5000元/千瓦，是成本最低的一种储能方式。而且寿命长，通过维护可以达到40～50年，接近抽水蓄能的50年。压缩空气储能的响应时间和抽水蓄能也接近，启动时间约5~10分钟，比电池、电容、飞轮储能响应时间慢。但容量更大，单机容量在100~300兆瓦，小型的也可做到10兆瓦。

未来完善的储能系统要多种储能方式相配合。如电池、电容、超导、飞轮等主要用于提高电网质量，防止发生突然断电。而压缩空气储能和抽水蓄能主要用于削峰填谷和电能管理——通过峰谷电价获利，也可用于容量型的备用电源。

陈海生特别指出，压缩空气储能适合用于大规模风场，因为两者有天然的结合优势：风能产生的机械功可以直接驱动压缩机旋转，减少了中间转换成电的环节，从而提高效率。据悉，国外有类似示范电站在建。

“但压缩空气储能比较适用于大规模储能，比如适用于一座风场，而不是一台风机。”陈海生强调。

“如果技术、资金和国家政策三方面都到位的话，压缩空气储能在我国将会快速发展，和国外接近，将占整个国家储能总装机的3%~5%。”陈海生估计。

限制：三大硬伤制约中国发展

目前国际上已有两座长时间运行的压缩空气储能电站，分别位于德国和美国。

美国在建的压缩空气储能电站达到6吉瓦。其中，俄亥俄州Norton从2001年起开始建一座2700兆瓦的大型压缩空气储能商业电站。爱荷华州的压缩空气储能电站也正在规划建设中，它是世界上最大风电场的组成部分，该风电场的总发电能力将达到3000兆瓦。该压缩空气储能系统将能够在2~300兆瓦范围内工作，从而使风电场在无风状态下仍能正常工作。

另外，日本、意大利、以色列等国也分别有压缩空气储能电站正在建设。而俄罗斯、法国、南非、卢森堡、韩国、英国也都有实验室研究。

不过，我国起步较晚，还没有实际运行的压缩空气储能电站。

陈海生总结道，基于燃气轮机的特性导致压缩空气储能技术在我国难以推广，主要有三大制约因素。

首先，我国并未掌握燃气轮机的核心技术，一直以来依赖进口，且燃气轮机属于发达国家严格保密的技术。其次，燃气轮机必须烧油烧气，而我国是一个缺油少气的国家，经济效益大打折扣。第三，需要大容量的储气装置。

一个100兆瓦的储能电站需要10万立方米的储气装置。这使得压缩空气储能电站的应用大受限制。

陈海生介绍，目前已经运行的电站都是采用废弃的天然矿洞、岩洞，特别是盐洞的气密性好，最为合适。而如果没有合适的天然洞穴，需要人工改造或者建造储气罐的话，成本将大大增加。美国就是由于天然的盐洞特别多，而且分布均匀，因此压缩空气储能发展最好。

而在国内，有关专家在湖北、青海、内蒙古、甘肃等地进行过地质调查，暂时没有找到合适的天然洞穴。

“这就是我国发展压缩空气储能的几个致命问题。”陈海生说，“另外我们一直没有重视，技术储备不够。”

直到2009年，储能才在我国成为研究和开发的热点。“我2005年在英国时开始从事储能研究，2007年回国时，国内有的专家还觉得我的研究太冷门了。”陈海生回忆说。

目前，国内第一个兆瓦级示范装置刚刚在工程热物理所开工建设，预计3年建成。此外，华北电力大学、西安交通大学、华东科技大学等也开展了相关研究工作，但主要集中在理论研究和小型实验层面。

“美国1999年就开始大规模搞储能研究，有了国家级研究计划，英国是2004年，澳大利亚是2005年。我国前面的基础研究和关键技术都需要突破，不管是产业界还是学术界，都需要补课，需要耐心。”陈海生形象地比喻：“前面6张饼没吃，直接吃第7张饼，肯定吃不饱。”

呼吁：技术、资金、政策一个也不能少

燃气轮机技术的缺失，已经致使我国在发展航空发动机时处处受制于人。

在发展压缩空气储能时，作为项目负责人的陈海生表示：“我们执拗的一个目标就是一定要掌握自主知识产权。哪怕多花几年的时间，也一定要掌握核心技术，不能总是落后。”

今年2月，工程热物理所成立了燃气轮机实验室。此举力争突破叶轮机械的技术难关，工程热物理所所长秦伟表示。

为解决常规压缩空气储能系统面临的主要问题，从2007年起，工程热物理所和英国高瞻公司、英国利兹大学等单位共同开发了液化空气储能系统。由于液态空气的密度远大于气态空气的密度，该系统不需要大型储气室。目前2兆瓦级液态空气储能系统已在英国示范运行。

不过，虽然陈海生是该技术专利的第一发明人，但由于所有研发经费均由高瞻公司支持，知识产权归其所有。

为了掌握自主知识产权的储能系统，2009年，工程热物理所在国际上首次提出并开始研发具有完全自主知识产权的超临界压缩空气储能系统，该技术利用超临界状态下空气的特殊性质，综合了常规压缩空气储能系统和液化空气储能系统优点，具有储能规模大、效率高、投资成本低、能量密度高、不需要大的储存装置等优点。

目前，15千瓦超临界压缩空气储能实验系统已基本建成，1.5兆瓦示范系统开始建设。

据悉，这套技术一旦获得成功，将使我国的压缩空气储能技术后来居上，并扫清其在我国发展的障碍。

秦伟预测，如果国家政策支持，企业投入，该自主技术将在5年内实现商用。

记者了解到，我国能源主管部门和几大电力企业已经看到压缩空气储能的前景，将其列入发展规划。很多企业也对此表示了强烈兴趣。陈海生表示，在示范起步之后将会考虑同企业合作。

不过，陈海生认为，比企业投入更重要的是国家的产业政策。

任何储能方式的储能过程都是要损失能量的。具体到压缩空气储能来说，其效率一般不高于75%。因此陈海生认为，要保证压缩空气储能电站不亏损，至少需要抽水蓄能电站的容量电价、电量电价政策。

另外，国家对新能源发电和新能源汽车都给予了一定的补贴政策，但对储能技术却未有相关政策出台。而美国已于2010年正式通过了《储能法案》，其中对储能技术提出了明确的补贴标准。

“未来，储能装机预计要达到电网装机容量的10%，现在只有1%，我估计这个产业规模能达到5000亿~1万亿元。要实现这么大规模的发展必须有国家政策支持。”陈海生指出。

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