9月24日下午，在第十届中国国际储能大会“储能电站规划与设计”专场，南方电网科学研究院有限责任公司配电技术研究所高级工程师郭祚刚分享了主题报告《新型压缩空气储能系统设计》。会务组对发言人的演讲速记做了梳理，方便大家会后交流、学习，以下是速记全文：

郭祚刚：各位参加储能大会的嘉宾与储能同行，大家下午好，

我的分享是关于新型压缩空气储能系统的设计以及它在配网中的应用。

简单回顾一下储能政策。

去年6月份时国家发改委和科技部联合印发《贯彻落实关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019-2020年行动计划》的通知。在这个通知里特别提到今天要讲的压缩空气储能技术，特别提到要加强大容量压缩空气储能技术的验证示范。

在2017年印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》之后，储能技术及储能产业开始引起广泛的关注，南方电网和国家电网在去年1月份和2月份时相应出台了《促进电化学储能发展的指导意见》，两家电网公司都表态要积极支持储能的发展。但去年5月份的时候，国家发改委与能源局印发的《输配电定价成本监审办法》里面明确指出：电化学储能设施不能纳入输配电定价成本，这对电网企业投资储能有一个延缓的作用。

现在储能的形势怎么样？从国家层面来说，国家在发展可再生能源和促进可再生能源电能消纳等方面，对储能是有重大需求的。对于电网公司，不管是南方电网还是国家电网，在电网稳定运行中，储能可以发挥相应的作用，像调峰、调频等等。对于电网公司来说，如果储能具有投资价值，投资潜力能够达到预期，我们电网企业也有意愿参与储能建设。

当下为什么储能的发展会遇到一些困境呢？一，从技术层面说，目前还缺乏同时具备性能优良、安全性好、全生命周期成本低、使用年限长等复合特点的储能技术，现有的储能技术水平还很难支撑储能产业的商业化推广。

二，储能技术相应的商业模式目前还不是很成熟，很多社会资本对储能的投资还处于观望状态。因此，储能技术的进步以及相应的商业模式进一步研究，这两方面是推动储能产业健康发展的关键所在。

储能技术有很多种类，我们今天介绍其中的两类，一类是机械储能，另一类是电化学储能。电化学储能中，锂离子电池大家关注比较多，它的优点是效率比较高，缺点是成本高，同时安全风险也有一些问题。近年来不管是韩国还是国内，锂离子电池储能站的自燃事件都有发生。对南网来说，我们在锂离子电池储能方面已经做了相关工作，我们在深圳宝清电池储能站，在深圳潭头变电站储能项目，都用到了锂离子电池。

接下来分享一下南网在压缩空气储能方面做的一些工作。

压缩空气储能，不管在储能容量上还是持续输出电能时间上，都是跟抽水蓄能相当的大容量储能技术。

压缩空气储能技术在储能时是利用电能驱动空气压缩机来制备一定压力的空气，把电能变成压缩空气的压力能，在储气空间里储存起来。当电网或者用户需要电能时，再把压缩空气释放出来，驱动膨胀机做功，最后驱动发动机输出电能。

国外已经有两台压缩空气储能电站在商业化运营，运行很多年了，而且比较安全。第一台是1978年德国汉特福电站，它的膨胀机对外输出功率可以达到290MW，能够对外持续输出电力3小时。它的能量比我们电池大很多。这个储能电站在完成储能时，将大量的压缩空气储存在31万立方米的储气洞穴当中，完成电能储存时，储气洞穴内的压缩空气压力可以达到70个大气压。

第二个是1991年美国阿拉巴马州投运的压缩空气储能电站。这个储能电站对外输出电功率是110MW，可以对外连续输出电能26h，如果以MWh来衡量，这个储能容量是很大的。美国这个压缩空气储能电站在德国汉特福电站的基础上，做了一些技术改进，储能效率有所提升，报道是54%。

储能产业要真正健康的发展起来，让投资者有来自市场的回报，那就不能单独靠补贴。储能本体技术的发展至关重要，要从源头上把储能本体技术性能提升上去。对于压缩空气储能技术，我们结合工程热力学专业知识，对压缩空气储能系统进行系统性的分析，寻找能够提升它性能的研究切入点。在压缩空气储能电站运行中，储气洞穴储存的空气压力跟膨胀机入口的设计压力往往存在一定的压力差，这两个压力值是不一样的。以前面说的德国汉特福电站为例，完成储能时，储气洞穴内空气压力是7个多MPa，但实际运行时，膨胀机的入口压力也只有4.2MPa，大概有66%的压力能在调压环节损失掉了。这是可以提高压缩空气储能系统效率的研究点。

我们换一种角度来调节这个压力，提出引用喷射调压技术来替代减压阀调压。调压阀是一个机械阀门，通过改变通流截面来进行压力的改变。调压阀的入口与出口的空气流量遵守能量守恒定律，进去多少流量，出来多少流量，这个调压过程引起了压力能的损失。我们采用喷射调压技术，在完成压力调节的同时，还可以额外增加循环做功气流，把原本在调压过程损失掉的压力变成额外的可以在膨胀机里做功的做功气流。

南方电网科研院开发出融合喷射调压技术的压缩空气储能技术路线，通过新增可循环做功气流方式增大电能输出能力，提升储能系统效率。

后面我们会通过具体的储能案例对比，来量化评估喷射调压技术在系统效率提升方面的作用。

这是刚才提到的喷射器的原理结构图，它能够实现高压气流向我们所需要的中压气流的调节。这个调压过程是怎么完成的呢？我们的技术路线是通过高压气流引射低压气流来实现调压，它的优点是实现高压气流向中压气流的压力调节的同时，还把另外一路低压气流变成了中压气流，这个低压气流可以从某一台膨胀机做功的排气里抽气，这样就能够增加可以做功气流的总量。这是它能够提高压缩空气储能系统效率的原理。

对于一个压缩空气储能系统，怎么设计才能达到比较高的性能呢？从四个模块简单介绍。

首先是压缩与换热耦合模块，在这个模块中，涉及有换热器参数优化、压缩耗功与热回收耦合优化、压缩机耗功优化等等；第二个是储热与再热耦合模块，这个模块里要考虑压缩热储存的参数优化，储热单元热量再利用的优化，还有储热与膨胀环节耦合的优化等等。第三个是膨胀机组模块，这个模块里要进行膨胀机组本体参数优化、膨胀机组加热器参数优化、膨胀机排气与喷射器耦合优化等。第四个是喷射调压模块，通过这个模块设计出满足整套压缩空气储能系统调压要求的喷射调压系统。对于一套完整的压力空气储能系统，要提高性能，就要通过上面各方面的整体优化来实现。

下面通过两个具体的压缩空气储能系统设计案例，给大家介绍。一个是CAES系统1：耦合储热模块的压缩空气储能系统；另外一个是改进型-CAES系统2：耦合喷射调压系统及储热模块的压缩空气储能系统。

在储能系统流程图中，前面C1、C2、C3是空气压缩机。空气压缩机在压缩过程中会产生压缩热。它可以把压缩过程中产生的压缩热通过换热器的热交换来实现储存。当对外进行做功时，取得出TES储热单元储存的热量，用它来加热后面的T1、T2、T3膨胀机入口空气温度，来提升它的做功能力。这套系统里采用的是前面提到的减压阀的调压技术。

对于这套系统来说，采用的调压方式是用调压阀，压缩机是三级，膨胀机也是三级。

第二套储能系统，采用喷射调压技术替代传统的减压阀来完成压力调节过程。在这个过程里，节点6、7，节点6是需要降压的高压气流，释放出的高压空气要变成节点9A所需要的压力，进入到膨胀机。在膨胀机的排气9B里进行抽气，抽取一路低压抽气过来，经过喷射调压系统将压力从9B的排气压力提升到9A的进气压力。通过调压模块的采用，能实现整体调压效果，满足减压阀的功能，同时也将首台膨胀机排气的乏气进一步提升压力，提升到可以具备全额做功能力的膨胀机9的入口压力状态。有了这个循环气流之后，膨胀机组对外输出电能的能力就会有一定的提升。

结合前面四大模块相应的优化技术，对这个系统每一个节点的参数性能优化设计，得到相应的参数。

对于压缩机，采用三级压缩方案，回收的压缩热储存在储热单元。对于膨胀机，取出储热单元当中的热量，来提升膨胀机组的电能输出能力。

这是整个系统的设计参数。对于整个膨胀机本体，9号膨胀机有9a、9b，10号膨胀机有10a、10b。根据膨胀机入口与出口的设计压力参数，通过测试过的喷射器性能曲线和目标储能系统需要的调压需求进行吻合，可以设计出相应的喷射调压系统。这个喷射调压系统可以实现喷射系数0.45。相当于前面提到的9号膨胀机的循环气流可以增加45%，这45%就能产生整个电能输出能力的提升。

下面看一个这两套系统的总体性能，第一套系统CAES系统1，采用减压阀，效率达到61.95%，第二个是改进型的压缩空气储能系统，引入调压系统，整个储能系统的效率达到65.36%。通过这个压力的回收就可以把储能系统的效率提高3.41%。这3.41%的性能提升就是从减少调压过程中压力损失的角度获得的。我们采用广州市峰谷电价机制进行初步测算，投资回收期大约9年左右。刚才提到的是无补燃型压缩空气储能技术，我们南网科研院还在研发新型微补燃压缩空气储能技术，这个新技术预期可以实现压缩空气储能系统效率更大幅度的提升，很值得期待。

简单介绍一下储能应用场景，储能应用环节大家都比较清楚。储能在发电、输电、配网及用户侧等场景都有很用多用价值。南方电网大容量储能团队在这些方面都有相应的课题研究。简要的分享储能的两个应用场景，一个是调峰服务场景。这个负荷曲线是广东省某一天的负荷曲线，整个峰谷特点比较明显，负荷峰谷差可以达到25GW。如果在配网侧配置大容量储能，就可以在电网负荷的低谷期进行储能，在电网负荷的高峰期进行电能输出，来改善电网相应的负荷特性。

对于分布式新能源消纳场景，分布式新能源有两个比较大的难题，第一个是新能源本身出力波动性比较大，二是出力偏差也比较大，通过储能配置可有效促进新能源的接入与消纳。

感谢大家的聆听！