赋能地下盐穴 助力高效用能

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用电低谷时压缩空气，存储在地下；用电高峰时释放空气，每小时能发电6万千瓦时。在江苏常州金坛区，依托“非补燃”技术，金坛盐穴压缩空气储能电站全年可节约标准煤3万吨，减少二氧化碳排放超6万吨，并为江苏电网提供±6万千瓦调峰能力。

用电池蓄能，用水库发电，似乎并不稀奇，但你是否知道，我们身边看不见也摸不着的空气，也有同样的功能？在江苏省常州市金坛区的茅山脚下，就有一个由盐穴改造的大型“充电宝”——金坛盐穴压缩空气储能电站。作为空气储能领域的国家试验示范项目，2022年5月26日，这个“非补燃”压缩空气储能电站正式投产。

压缩空气如何实现储能和放电？如何发挥价值？有哪些发展前景？记者带你一起来揭秘。

储能效果如何？

每小时能发电6万千瓦时

“丁零零——”1月28日8时56分，金坛盐穴压缩空气储能电站的集控室内，一阵电话铃声响起。当班值长袁尔聪接起电话，电话那头是国家电网江苏电力公司调度中心的指令：要求电站1号机组于9时32分准时并网调峰。然而此时，电站内并没有电——它以另外两种能量形式储存在空气和储热介质中。

“前一天21时许，正是用电低谷期，电网有富余的电量，我们就开始给‘充电宝’充电。”中盐华能储能科技有限公司综合事务部主任韩月峰介绍，这个过程好比给气球打气——地下900多米深处的巨大盐穴是“气球”，用电带动的空气压缩机就是“打气筒”，将1个标准大气压的空气压缩为140个标准大气压的高压空气。

压缩空气的过程中，空气温度会增加到300多摄氏度。为了保证系统运行的安全，需要将高温高压空气冷却到40摄氏度左右的常温高压空气。这些热量并没有被浪费掉，而是被换热器“取”出来储存在导热油之中，存放在地面上的大型高温导热油罐里。就这样，经过夜间“充电”，电能被转化为空气势能和热能。

接到调令电话后，集控室里的工作人员立即忙碌起来。他们要做的，是让空气势能与热能“再度结合”，重新转化为电能，在用电高峰期供居民使用。

在纵横分布着各类管道的现场，工人们先给换热器预热，然后打开盐穴井口控制阀。瞬间，近140个标准大气压的高压气体从地底深处的盐穴奔涌而出，在换热器内由导热油加热到300多摄氏度，成为高温高压空气，驱动空气透平膨胀机冲转，通过轴承带动发电机转动——电，又从空气中“重生”了。

9时32分，电站1号发电机组准时并入电网开始发电；10分钟后，发电机组达到60兆瓦的满负荷运转状态；14时30分，发电机组解列，发电作业顺利完成。

“在用电低谷时把空气压缩，存储在地下盐穴，完成一次充电的周期为8小时；在用电高峰时，释放高压空气，每小时能发电6万千瓦时，可以连续发电5个小时，发电量可达30万千瓦时。”韩月峰介绍。

具有哪些创新？

采用“非补燃”技术，电能转换更环保

由中盐集团、中国华能集团和清华大学三方共建的金坛盐穴压缩空气储能电站，可为江苏电网提供±6万千瓦调峰能力。电站投产后不久，江苏迎来了炎热夏季。电站在7、8月间响应约40次调峰指令，其中8月份连续响应23天，甚至一天内灵活切换、多次响应，为迎峰度夏保供电贡献了力量。

除此之外，近年来，随着风、光等新能源的加速开发，江苏可再生能源发电总装机目前达到5354.94万千瓦。然而，新能源发电波动性强，在工业大省江苏，发电峰谷差高达50%，给电网的安全稳定运行带来隐患，建设大规模储能设施尤为必要。

“目前储能办法有物理储能和化学储能两种。前者包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等，后者包括各种电池储能。”金坛盐穴压缩空气储能电站项目首席科学家、清华大学电机系教授梅生伟告诉记者，压缩空气储能电站规模大、建设快、安全环保，是新型储能的重要发展方向之一。

当然，压缩空气储能电站的建设，也需要丰富的盐穴资源和成熟的造腔经验支撑，对建设环境提出了一定的要求。盐穴，即地下盐层被开采后留下的空腔，密封性良好且多数处于闲置状态，是储存高压空气的理想场所。“金坛拥有盐穴资源约1000万立方米。”中盐金坛公司盐矿矿长徐孜俊介绍，金坛盐穴压缩空气储能电站使用的茅八井盐穴，容积约22万立方米，可承受200个标准大气压。

利用盐穴来储能发电在其他国家并非没有先例，但采取“非补燃”技术却是国内首创。“盐穴的高压空气被释放出来后，需要加热膨胀产生更大推力，此前国外已投运的电站都通过燃烧天然气来加热，‘补燃’过程会产生碳排放。”梅生伟介绍，金坛项目将压缩空气过程中产生的热能储存起来，发电时再将热能释放，将电能转换效率提升至60%以上。据测算，该项目全年可节约标准煤3万吨，减少二氧化碳排放超6万吨。

发展空间怎样？

建设成本将随技术不断成熟大幅降低

记者看到，在金坛盐穴压缩空气储能电站附近，还留有大片建设用地。据了解，金坛盐穴压缩空气储能二期项目规模计划400兆瓦，三期项目规模预计1000兆瓦。

“盐穴压缩空气储能是个综合能源系统。”梅生伟认为，盐穴压缩空气储能未来的产业化、商业化前景，取决于两大方面——降低建设成本、提高电能转换效率，说到底就是技术创新。

“比如，大流量高温压缩机、大功率热交换设备、透平膨胀机等关键设备的研制都需要从零开始，和厂家技术人员边研究边开发。”梅生伟告诉记者，从项目立项到正式投产，金坛盐穴压缩空气储能电站历经10年研发、两年建设。在这个过程中，关键设备实现100%国产化，申请专利百余项。“目前的建设成本约为7000元/千瓦，但随着技术的不断成熟，未来的建设成本会大幅降低。”

梅生伟介绍，在提高效率方面，研发团队正在尝试“双管齐下”：一是目前的储热技术采用导热油，属于中温储热，如果未来采用熔融盐实现高温储热，电能转换效率有望从60%提高到70%；二是盐穴储气属于定容储气，充放气过程中压力一直在变化，影响设备运行效率，正在研发中的定压储气技术将实现恒压充气和放气，进一步提高系统电能转换效率。

规模发展的另一支撑是电价政策。国家发展改革委和国家能源局联合发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，从电价、交易及调度机制等方面对新型储能参与电力市场与调度运营做出规定。“目前电站的电价政策还在研究之中，各级主管部门对项目也都非常支持。”梅生伟告诉记者，清华大学参与的8座共1350兆瓦压缩空气储能电站，即将在两年内陆续建成投用。“相信随着建设成本和转换效率的不断优化，以及价格体系的持续完善，会有更多的机构和地方参与到压缩空气储能电站的建设中，为新能源高质量发展创造更多有利条件。”