盐穴压缩空气储能技术应用探讨

◎ 国兴君 马华兴

1.盐穴利用概况

盐穴是岩盐矿利用水溶开采方式开采后形成的地下空腔，具有体积巨大且密封良好的特点。由于岩盐具有非常低的渗透性及良好的蠕变行为，能够适应储存压力的变化；其力学性能稳定，具有一定的结构强度；对构造裂缝或裂隙能够自行关闭和密封，能够保证储存洞穴的密封性。岩盐的上述物理化学特性，使得盐穴能够提供一个巨大而安全的地下空间，用于储存那些不溶解盐的物质，主要用于储存石油、天然气以及相关产品。

目前世界上利用盐穴改造的储存库主要集中在美国、法国、德国、加拿大等欧美国家。自上世纪六十年代起，国外一些盐穴储气库即投入运行，目前世界上在役的盐穴储气库已经超过40座。在利用盐穴储存石油方面，美国走在世界前列，其所有石油战略储备库全部采用盐穴库，欧洲的德、法等国也多为盐穴库。利用盐穴压缩空气储能方面的研究和应用，德国起步较早。在上世纪七十年代，德国亨托夫电站即投入运营，是世界上第一座商业运营的盐穴压缩空气储能电站。

盐穴作为一种不可再生资源，具有较高的经济价值和社会价值，市场前景广阔。中国虽然有丰富的岩盐资源，但由于受整体技术水平及重视程度的影响，在盐穴利用方面的研究起步较晚，目前已被利用的盐穴数量并不多，仅有中盐金坛盐化有限责任公司等少数企业涉足盐穴利用的研究。

2.盐穴压缩空气储能项目背景

储能技术能够调节能量供求在时间、空间、强度和形态上的不匹配，为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，可以显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，促进能源生产消费开放共享和灵活交易，是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术。

为促进储能产业发展，国家及地方给予了许多政策支持。2017年4月，国家发改委、国家能源局印发了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》，其中将“先进储能技术创新”列为中国未来15年的15项关键创新任务之一。国家发改委等五部委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了促进我国储能技术与产业发展的保障措施等。国家能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。各地政府也陆续出台了许多政策支持储能产业发展，如山西能监办发布了《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》，鼓励电储能参与调峰、调频辅助服务交易，提高电网整体调节性能；国网江苏发布了《用户侧储能并网管理规定(试行)》，为进一步支持用户侧储能系统加快发展提供具体支持等。

随着储能技术需求的不断增加以及政策对储能行业的支持力度不断加大，研究机构预测未来四年内国内储能市场规模将逾65GW，储能行业将迎来蓬勃发展。2018年，山东新旧动能转换综合试验区建设总体方案获国务院批复,标志着山东新旧动能转换综合试验区建设正式成为国家战略，利用盐穴压缩空气储能成为能源领域投资新方向。面对新形势新要求，山东肥城精制盐厂有限公司采取外引内联的方式，将盐穴储气与压缩空气储能技术有机结合，推动盐业这一传统行业跨越式发展，争取实现产业战略转型。

3.项目概况及技术方案

山东肥城精制盐厂有限公司是山东省盐业集团有限公司下属企业，公司岩盐矿区位于泰安市大汶口盆地东向盐矿。该矿位于东经 116°53′-117°09′，北纬 35°58′-36°06′，矿床属于古代内陆湖相沉积岩矿床，构造上位于鲁西隆起区汶蒙凹陷西端，矿区总面积36.44km²。公司目前拥有废弃盐穴2处，在用的连通矿井9对。公司拟利用废弃盐穴与某世界500强全资子公司探讨合作事宜，投资3亿元建设盐穴压缩空气储能项目，项目规划总建设规模为25MW/200MWh。项目建成后，峰时日用量33000kWh，谷时日发电量20000kWh。项目建成后可以为地方电网提供调峰服务，以及提供200MWh的备用容量以及黑启动容量。项目一期拟建设10MW/80MWh。

3.1 项目技术方案

3.1.1 工艺流程

储能时，电动机驱动多级压缩机将空气压缩至高压并储存至地下盐穴中，完成电能到空气压力能的转换，实现电能的储存。在此过程中，各级压缩机的压缩热通过间冷器换热回收并储存在蓄热介质中，回收热量后的蓄热介质储存在热罐中。

当释能时，压缩空气从地下盐穴中释放并通过节流阀将压力降至膨胀机进口压力，随后通入多级透平膨胀做功，完成空气压力能到电能的转换。在此过程中，来自热罐的蓄热介质通入各级膨胀机的级前换热器，加热各级膨胀机进口空气，释放完热量的蓄热介质储存到冷罐中。

该压缩空气储能技术，储能和发电均利用空气进行，能量转换过程中没有燃烧或电化学环节，实现了零碳排放、100%环保。系统储能采用常规的电动机，发电采用常规的同步发电机组，发电机组的发电形式及运行特点与常规火力发电厂相似，系统响应速度优于常规的火力发电厂和抽水蓄能电站，有益于改善电力系统的电能质量和功率平衡，尤其适于与新能源项目配套或吸纳新能源的多余电力。此外，该系统为纯机械系统，寿命长；主要设备均为常用类型工业设备，经试验验证，可靠性高；系统无高温部件，维护成本低。

3.1.2 装机方案

根据公司可用盐穴技术参数，结合当地电网运行情况及结合负荷消纳情况，拟建设规模为压缩空气储能系统25MW/200MWh。压缩机总功率45000kW（10kV），膨胀发电机发电功率25000kW。该系统在谷电时段，压缩机运行约8h，进行充电。在峰电及尖峰时段，膨胀发电机运行8h，进行放电。项目年运行天数330天，年耗电量11000×104kWh，年发电量6600×104kWh。项目可以为地方电网提供调峰服务，以及提供200MWh的备用容量以及黑启动容量。

3.1.3 电气方案

项目厂址位于XX镇，负荷消纳区位该镇工业园区内。该镇电网以220kV和35kV为主，220kV变电站一座容量为2×180000kVA，35kV变电站两座。该镇相邻电网目前情况为距500kV某站10KM，距110kV某站6KM，110kV某站7KM。境内共有过境线路500 kV线路两条、220kV 2条。

（图 压缩空气储能与电力系统耦合示意图）

接入系统设想方案：压缩空气储能系统与电网系统的耦合如图1所示，35kV经1台双绕组变压器降压到10kV，接入储能电站10kV母线。压缩空气储能电站的电源电压分为10kV和0.4kV两个等级，采用1台10/0.4kV变压器将10kV降压到0.4kV，作为系统自用电的电源。10kV电压母线接入压缩机的四极同步电机，平均功率16.8MW，启动方式采用变频启动。10kV电压母线还要接入透平发电机，发电机的有功功率为10MW，并网电压为10kV、频率50HZ。

4.投资收益

4.1 投资估算

根据工程投资概算，25MW/200MWh压缩空气储能系统工程总投资3亿元，其中设备投资2.5亿元。

4.2 总成本费用估算

每年发电成本约6660万元，主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房基金、材料费、保险费、利息支出、摊销费、电网租赁费及其它费用。

每年发电经营成本约4550万元，其中不包括折旧费、摊销费和利息支出的全部费用。过网费参照国家能源局《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源【2017】1901号）的规定估算。

4.3 发电收入

暂不计电网辅助服务盈利。测算的发电收入主要为利用电网峰谷电价差，协助削峰填谷所得。系统每天运行一个周期，谷电储能、尖峰时段及高峰时段释能，年发电收入6300万元。

4.4 盈利能力分析

本项目每年收益约1730万元，静态投资回收期为15.44年，总投资利润率为6.48%，财务内部收益率为4.96%。

5.目前制约项目建设存在的困难

由于山东省谷电价格较高，使得储能项目成本高，制约了项目给企业提供更低的用电电价，导致为企业节约的用电费用有限（每年节约电费仅约200万元），以及项目投资收益指标不理想，需要向国家电网公司争取一些政策支持。如能够争取到更优惠的低谷电价或电网容量电价，或购买周边弃风电量进行储存，将显著提升项目收益率。