深冷液化空气储能技术及其在电网中的应用分析
Cryogenic Liquefied Air Energy Storage Technology and Application Analysis in Power Grid
Project Supported by Science and Technology Foundation of SGCC (SGRI-DL-71-15-006).
0 引言
加快可再生能源的开发利用，构建全球能源互联网，是推进能源革命、实现清洁发展的必由之路。根据国家《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》，2030年，中国非化石能源占一次能源消费总量比重达到20%，非化石能源发电量比重力争达到50%，二氧化碳排放达到峰值[1]。随着波动性清洁能源大规模接入，电网削峰填谷、安全稳定问题突出，亟待突破无地域限制的能量型规模化储能技术，为全球能源互联网的构建提供有效技术支撑[2-3]。
目前能量型规模化储能技术主要包括抽水蓄能与压缩空气储能。其中，抽水蓄能储能规模最大，技术最为成熟，然而需要建设高低两个水库，选址困难，建设周期较长，中国抽水蓄能电站建设逐渐趋于饱和。压缩空气储能（CAES）不需要大量水资源，且具有寿命长、环境污染小、占地面积小、规模化效应明显、运行维护费用低的特点，有望成为未来规模化能量型存储的方向之一[4-5]。
CAES是将电能转化为空气内能的一种储能方式，自1949年提出压缩空气储能技术以来，围绕提高效率和储能密度，先后发展出传统压缩空气储能、先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）、超临界压缩空气储能和深冷液化空气储能（LAES）等主要技术类型[6-7]。
本文首先介绍各种压缩空气储能技术的发展历程与趋势；之后，重点阐述深冷液化空气储能技术的基本原理与技术特点、系统电—电效率；最后，探讨分析深冷压缩空气储能技术在电网中的应用前景与后续研究方向。
1 压缩空气储能技术的发展历程与趋势
1.1 传统压缩空气储能
传统压缩空气储能是基于燃气轮机的储能技术，通过燃料补燃提升系统效率。储能时，通过压缩机将高压气体存储在地下洞穴中；释能时，将高压空气与天然气燃烧，产生高温高压气体，并推动燃气轮机发电。
早在1949年，Stal Laval就提出利用地下洞穴实现压缩空气存储。目前，国际上已经有2座商业化运行的传统压缩空气储能电站。1978年，Nordwest Deutsche Kraftwerke公司在德国北部建成了世界上第一个商业性的压缩空气储能电站Huntorf，运营至今。Huntorf电站（如图1所示）将空气存储在地下600 m的废弃矿洞中，矿洞容积310000 m3，储气室储气压力为4.8～6.6 MPa。系统中压缩机的功率为60 MW，可连续充气8 h；膨胀发电机的输出功率是290 MW，可连续发电2 h，系统整体效率约为44%～46%。该系统没有对空气压缩和膨胀发电过程中的热量进行回收，系统效率提升困难；同时需要化石燃料燃烧，产生碳排放。Huntorf电站主要用于提供负荷服务，满足电站调峰需求，以保障核电站的安全稳定运行。
1991年，Alabama Electric Cooperative公司在美国Alabama建成了世界上第二个商业性的压缩空气储能电站McIntosh（如图2所示）。
McIntosh电站将空气存储在地下450 m的储气洞穴中，洞穴容积约为560000 m3，储气室储气压力为4.5～7.4 MPa。系统中压缩机的功率为50 MW，可连续充气41 h；膨胀发电机的输出功率是110 MW，可连续发电26 h。该系统与Huntorf电站最大的不同是其将膨胀机尾气余热加以回收利用，降低了燃料消耗，效率显著提高到52%～54%。McIntosh电站用于存储低谷电能，满足高峰需求并为电力系统提供旋转备用[8]。
图1 德国Huntorf电站实景图
Fig.1 Real picture of Germany Huntorf power station
图2 美国McIntosh电站实景图
Fig.2 Real picture of American McIntosh power station
1.2 先进绝热压缩空气储能
AA-CAES储能时，利用电能推动压缩机做功获得高压空气，将空气存储于废弃矿洞、盐洞或者罐体中，并在储能过程中存储压缩热；释能时，不需要燃料补燃，利用存储的压缩热将空气加热为高温高压空气，推动透平机做功发电。该技术最显著的特点是采用回收压缩热取代燃料补燃加热，从而省去燃烧室，实现资源的高效利用和碳的零排放。
目前，各国学者对AA-CAES的研究主要集中在系统效率提升、盐穴储气等方面，文献[9]提出一种采用熔融盐蓄热的AA-CAES，通过将熔融盐储热与压缩空气储能结合起来，实现电能的大规模存储和高效转换。文献[10]阐述了基于盐穴储气的AA-CAES关键技术及应用前景，为江苏金坛压缩空气储能国家示范项目的研究提供了支撑。
2010年，德国莱茵电力公司与通用电气、德国宇航中心、德国旭普林共同启动了一套大规模洞穴式的绝热压缩空气储能电站Adele的建设（如图3所示）。Adele电站设计在风电超过需求时，将压缩空气存储于地下洞穴中，同时通过蓄热装置回收并存储压缩过程产生的热量；当电能不足时，利用存储的压缩空气膨胀发电，同时，将存储的压缩热再利用，以提升膨胀机气体入口温度，提升气体做功能力。该电站设计容量为90 MW×4 h，设计效率为70%[11]。由于对压缩热温度要求很高，设备制造困难，该电站建设基本停滞。
清华大学卢强院士团队在安徽芜湖建立了高压储罐式绝热压缩空气储能示范系统，其压缩环节和发电环节容量分别为280 kW×5.5 h和500 kW×1 h，储气压力10 MPa。其采用常规压缩和带压热水储热技术，储热温度低（小于150℃），系统设计效率约为41%。目前正在江苏金坛建设50 MW×4 h盐穴式储气的先进绝热空气储能示范工程。
图3 ADELE先进绝热压缩空气储能示范项目
Fig.3 Demonstration project of advanced adiabatic compressed air energy storage about ADELE
1.3 深冷液化空气储能
深冷液化空气储能技术利用电能将空气液化并存储，同时回收利用压缩过程中的余热及膨胀过程中的余冷，液化空气采用罐体常压低温存储，储能密度高、不再需要地下洞穴，摆脱了地理条件的限制。
液化空气储能技术作为一种新型的储能技术，具有很好的发展前景。2005年，英国高瞻（Highview）公司联合了伯明翰大学正式提出深冷液化空气储能技术。文献[12]研究了液化空气储能的热力学过程及效率、性能改进及过程优化；文献[13]提出了液化空气储能技术及其与风电场的匹配方法，分析了风能/液化空气储能系统的经济效益，为日益突出的风力发电与输电问题提供了一种解决方案。文献[14]开展了填充床式蓄冷/热装置性能研究，Robert Morgan等人[15]分析了Highview公司首套液态空气储能试验电站，提出了有效提高液态空气储能的冷效率途径。
2010年，在伦敦附近的Slough建立了第一套350 kW/3 MWh的深冷储能示范系统，该系统通过与生物质电站连接，以充分利用电厂余热，图4为电站实景图。该系统从接收指令启动发电，到功率平稳输出的时间约为2.5 min，比高压气体存储方式的响应时间快约7 min，该系统验证了技术可行性，连续运行3年后，已经搬迁到伯明翰大学，专门用于科学研究并网发电运行[16-18]。
图4 英国深冷液化空气储能电站实景图
Fig.4 Real picture of British cryogenic liquefied air energy storage station
日前，英国高瞻公司在位于英国兰开夏郡邦利（Bury）附近的Pilsworth垃圾填埋场启用了一个5 MW/15 MWh液态空气储能（LAES）系统。这个储能系统将使用油罐车运来的液氮，这些液氮将在高压下泵送，将其转化为通过涡轮机发电的气体。
1.4 超临界压缩空气储能
超临界压缩空气储能与深冷液化空气储能技术原理基本一致，区别在于增加高压蓄冷换热装置，空气以超临界状态换热，高压蓄冷换热装置压力高（约10 MPa）。该技术目前正处于实验室研究阶段。
相关研究中，文献[19]开展了超临界压缩空气储能系统热力性能研究，揭示了关键参数对系统性能的影响规律；文献[20]比较和分析了各类蓄热蓄冷方式的优缺点和适用范围，结合超临界空气储能系统的工作特点，提出石子填充床是最理想的超临界空气蓄热蓄冷换热器型式。2012年，中科院工程热物理所在廊坊完成的1.5 MW超临界空气储能实验系统（如图5所示），利用高压蓄冷换热器将超临界状态空气与蓄冷介质直接换热，也采用了空气液化原理，其压缩环节和发电环节容量分别为0.3 MW×15 h和1.5 MW×1.5 h，试验运行超过1000 h，设计效率52%。
图5 廊坊超临界压缩空气储能示范项目实景图
Fig.5 Real picture of Langfang supercritical compressed air energy storage demonstration project
1.5 压缩空气储能技术发展趋势
综上所述，压缩空气储能技术的总体发展趋势向着摆脱地理和资源条件限制、提高效率、降低成本的方向发展。
传统压缩空气储能功率可达100 MW以上，运行效率为40%～50%，将高压气体存储在废弃矿洞或盐洞中，同时其效率的保障依赖于化石燃料的燃烧。先进绝热压缩空气储能采用多级压缩和热回收利用等技术，提高系统效率，设计效率可达60%左右，在大规模应用（100 MW及以上）时采用洞穴式储气方式，需要地理条件支撑，在无天然洞穴时可采用管线钢型式存储，中国已开展百兆瓦时示范工程建设。超临界空气储能还处于实验室研究阶段。深冷压缩空气储能在先进绝热空气储能基础上将压缩空气以液态存储，并回收利用压缩过程中的余热以及膨胀过程中的余冷，其储能密度高，预期运行效率为50%～60%，且不依赖于地理条件，建设周期短，是压缩空气储能技术的发展趋势之一。
2 深冷液化空气储能技术原理及特点
2.1 技术原理
深冷液化空气储能技术将电能转化为液态空气的内能并存储。储能时，电能将空气压缩、冷却并液化，同时存储该过程中释放的热能，用于释能时加热空气；释能时，液态空气被加压、气化，推动膨胀机发电，同时存储该过程的冷能，用于储能时冷却空气。
该系统主要包括空气液化子系统（即储能子系统）、冷热循环子系统和膨胀发电子系统（释能子系统），主要设备构成有空压机组、循环压缩机组、空气净化装置、换热/冷器、制冷膨胀机、储热储冷装置、深冷泵、蒸发器、膨胀发电机组和控制系统等。其工作流程如图6所示。
图6 深冷液化空气储能工作流程图
Fig.6 Flow chart of cryogenic liquefied air energy storage
（1）空气液化子系统。
空气液化子系统主要进行空气净化、压缩、加压、降温降压液化，最终产生的液化空气存储于液化储罐中。
在空气液化子系统中，空气先经过主压缩机升压，再通过净化设备去除空气中的灰尘、水和CO2等物质；净化后的空气通过循环增压机增压至一定压力后，进入换热设备冷却；气液分离器将已液化的空气导入液化储罐存储，未液化的深冷空气则回流到辅助设备进行空气液化，通过多次换热和膨胀冷却后，空气温度降低至液化点温度附近，在对应的饱和压力条件下，空气被液化并存储到液化空气储罐中。
（2）冷热循环子系统。
冷热循环子系统的主要功能是热能储存和高效利用、冷能存储和高效利用。热能储存和高效利用：回收压缩过程的高温热能，用于提升膨胀机入口的空气温度，提高膨胀发电能力。冷能存储和高效利用：蒸发过程的冷能回收，用于降低空气液化过程的耗能。
（3）膨胀发电子系统。
膨胀发电子系统主要进行液化空气的升压、气化，以及高压空气的升温，产生的高温高压气体进入膨胀机发电做功。
在膨胀发电子系统中，通过深冷泵将液体罐中的液化空气加压后送入气化器；在气化器中完成液态空气的气化过程；气化成高压空气后，气态空气经过多次加热至较高的温度，进入膨胀机发电做功。膨胀过程中，为增加膨胀发电子系统输出功率，提升系统整体效率，压缩空气采用多级膨胀，并利用压缩热对膨胀机入口空气再热。
2.2 技术特点
深冷液化空气储能技术具有如下技术特点：
（1）储能密度高。深冷液化空气储能系统中空气以液态存储，储能密度为60～120 Wh/L，是高压储气的20倍。
（2）储能容量大。发电功率在10～200 MW，单机储能容量可达百兆瓦时以上。
（3）存储压力低。空气以常压存储，低压罐体安全性高，存储成本低。
（4）不受地理条件限制。可实现地面罐式的规模化存储，彻底摆脱了对地理条件的依赖。
（5）寿命长。深冷液化空气储能系统主设备为压缩机、膨胀机以及空分液化部分设备，使用寿命约30年，全寿命周期成本低。
（6）充分回收利用了余热、余冷，系统效率可达50%～60%。如果系统可以接入外界的余热（电厂或其他工业余热）或者余冷（LNG或者液化空气公司）资源，其储能综合效率还可以进一步提高。
3 深冷液化空气储能系统电—电效率分析
LAES主要涉及压缩液化、换热、膨胀做功等热力学过程，系统电—电效率定义为系统净发电量与输入电能的比值
式中，η 为系统储能效率；Wout为系统净输出电能；Win为系统净输入能；Wt为膨胀机组输出总机械能；Wc为压缩机组消耗总机械能；Wself1为储能阶段系统自身附件消耗电能； Wself2 为释能阶段系统自身附件消耗电能； Wenerge为系统消耗的其他形式能（如热能）； ηg为发电机效率； ηm为电动机效率。
其中，压缩机组消耗总机械能为各级压缩机耗功之和
式中，Wi,c为压缩机第i级耗功；pi,c 为压缩机第i级功率；N为压缩机总级数；cp,air 为空气定压比热容；mc,air为空气质量流量；Tcin为空气入口温度；βi,c为第i级压比；n为多变因子。
膨胀机组输出总机械能为各级透平输出功率之和
式中，Wi,t 为膨胀机第 i 级输出功；Pi,t为膨胀机第 i 级输出功率；timecha为发电时长；cp,air 为膨胀机；βi,t为第i 级膨胀比。
储能阶段自身附件消耗电能主要包括泵、风机、冷水塔等；释能阶段自身附件消耗电能主要包括深冷泵、风机、泵等。
全球能源互联网研究院有限公司开展了12.5 MW×8 h深冷液化空气储能系统工程方案设计，根据系统设计结果提出设备设计条件，考虑设备性能指标与成本，可得工程设计效率不低于50%，具体与设备性能相关，效率提升，成本相对上涨。图7为系统设备能耗占比图。
图7 系统设备能耗占比图
Fig.7 Energy consumption ratio of system equipments
4 液化空气储能技术在电网中的应用
液化空气储能技术在储能密度、储能规模、存储方式等方面有其独特优势，可为解决电力系统调峰问题、平抑新能源发电间歇性、提高供电质量等方面提供有效技术手段[9]，在电力的发、输、用等领域应用前景广阔。
4.1 电源侧应用
（1）高效消纳新能源。
新能源发电发展迅速，国家能源局预计，到2020年非化石能源占一次能源消费总量的比重将达到15%左右，到2030年达到20%左右。新能源与能源互联网产业将迎来又一波发展的机遇。可再生能源发电具有波动性、间歇性和不可准确预测性等特点，其大规模接入给现有电力系统运行带来了巨大挑战。
深冷液化空气储能系统中空气以常压存储，完全摆脱了地理限制，可与光伏电站、风电场等新能源发电基地配套建设，用以平抑风电、太阳能等可再生能源发电的大尺度波动，降低其对电力系统的冲击，配合相应的协同控制技术，可有效提升发电基地自身的调峰能力，促进高效、规模化的新能源电力消纳，减少弃风、弃光，推进新能源高速发展。
（2）配合发电厂调峰。
深冷液化空气储能系统容量灵活，发电功率在10～200 MW，除配置在新能源发电侧，深冷液化空气储能系统还可与传统热电厂、生物质能电厂、核电站联合建设，可以提升电厂的调峰能力及运行效率，减少因低负荷运行而造成的电厂能耗过高。另一方面，深冷液化空气储能系统还可有效利用电厂内余热资源，实现深冷液化空气储能系统的高效运行。
4.2 电网侧应用
深冷液化空气储能系统容量可以达到百兆瓦级，发电时间可达数小时，是大容量能量型储能技术。其大容量长时间的特性适用于削减电网负荷峰谷差，提高电网整体的运行效率，促进电网经济稳定运行；同时，还可以减少电网对发电设备的投资，提高电力设备的使用率，减小线路损耗。此外，LAES还具有电网二次调频、调相、应急备用等功能，可提高供电可靠性，改善电能质量。
4.3 负荷侧应用
深冷液化空气储能系统中的空气液化子系统可产生热能，膨胀发电子系统可产生冷能，在负荷侧配置深冷液化空气储能装置可用于电热冷联供，满足城市综合体、数据中心等重要负荷的综合用能需求，提高能量综合利用效率。
5 深冷液化空气储能后续研究重点
液化空气储能技术已展现出其广泛的应用前景，但由于深冷液化空气储能系统流程复杂，设备种类多、参数相互耦合，系统设计需要分析设备关键参数耦合关系及对系统整体性能的影响，并需要考虑当前设备的制造能力及今后的发展水平，研究深冷液化空气储能流程及设备优化设计，提升系统效率。未来一段时间内，液化空气储能系统研究重点如下。
（1）宽范围、高温离心压缩机设计技术。
深冷液化空气储能系统要求具有宽范围、变工况调节能力，但现有成熟压缩机组运行范围较窄，且各级均进行了级间冷却。考虑到不带冷却的压缩机组可获得更高品质的热能，而高品质热能的利用可大大提高系统效率，因此，需研究宽范围、高温离心压缩机设计技术，提升机组变工况能力及系统热能品质。
（2）高能效紧凑化储冷技术。
蓄冷系统冷能品质越高，储释冷温差越小，深冷液化空气储能系统效率越高。因此，研发超低温蓄冷工质，兼顾高导热系数、低黏度、宽温区传热等特点，以满足深冷蓄冷系统工作温度低、工作温度范围宽的要求并进行储冷过程的优化分析，减小储释过程产生的温度差，提高蓄冷系统效率。
（3）高压高速级间再热式透平膨胀机技术。
深冷液化空气储能系统膨胀机入口压力高达上百个大气压，并需在较宽负荷范围内变工况运行。需研究其转子轴系动力学特性，形成高压高速、宽范围透平膨胀机设计技术，提升透平膨胀机效率及变工况工作能力。
（4）系统运行控制技术。
研究液化空气储能系统接入电网的优化运行控制策略，包括考虑储能状态转换约束下的风光储联合发电优化策略、调峰约束下液化空气储能与新能源联合优化运行策略，以及深冷空气储能冷热电联供控制策略，解决深冷液化空气储能建成后源网储协调运行的难题。
（5）冷热联供技术及商业运行模式。
空气储能除作为规模化储能外，其压缩过程存储的热可用于膨胀过程空气再热、就近用户供热、热制冷，膨胀机排出的高洁净度空气可用于新风补充。需要研究空气储能的冷热电气联供技术，提高系统综合能效，同时结合商业模式研究，提高其经济价值，使空气储能成为多能源服务的技术手段。
6 结论
深冷液化空气储能技术作为一种新型的压缩空气储能技术，克服了传统压缩空气储能依赖化石燃料补燃、特殊地质条件限制等技术缺陷，具有储能密度高、布置灵活、安全可靠等技术优势，未来有很大的发展潜力。深冷液化空气储能技术在电力的发、输、用等领域应用前景广阔，为解决电力系统调峰问题、平抑新能源发电间歇性、提高供电质量提供了新的解决思路。随着新能源发电和能源互联网的快速发展，深冷液化空气储能技术有望成为未来能量型电网储能的主要方式之一，可促进能源结构优化，保障能源安全、清洁、高效、可持续供应，为能源互联网的构建提供有效技术支撑。
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徐桂芝
徐桂芝（1976），女，全球能源互联网研究院电力电子所副所长，教授级高工，主要研究方向为新型储能与能源转化、柔性输电技术领域。E-mail：xuguizhi@geiri.sgcc.com.cn。
宋洁（1982），女，高级工程师，主要研究方向为新型储能与能源转化技术领域。E-mail：songjie@geiri.sgcc.com.cn。
王乐（1980），男，高级工程师，主要研究方向为新型储能与能源转化技术领域。E-mail：wangle@geiri.sgcc.com.cn。