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《世界首个大型250MWh液态空气储能厂有望2022年现世》

  • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2019-11-21

  • 提到储能系统，可能大多人会先想到锂电池或是燃料电池，不过除了这两样，还有许多技术正走向萤光幕前。最近英国液态空气(Liquid air)储能公司Highview Power即将打造容量达50MW/250MWh的储能厂，有机会在2022年开始运转，为储能系统新添战力。

    通常锂离子电池的储电时间只有几小时，但液态空气储能可以储存数月的时间，这或许是因为它不是单纯储电，而是用电来液化空气并加以储存。空气的液化点为零下摄氏183，因此设备首先会将空气液化、低压储存，需要用电时再提高空气的温度使其膨胀，之后就能驱动发电机。

    现在Highview Power已经研发出全尺寸低温电池(cryobattery)，能用再生能源产生的绿电，将空气降至摄氏-196度，之后再把液态空气存入大型真空金属罐中，Highview表示，若以200MW/2GWh规模的系统来估算，每MWh的成本约为110英镑(约新台币4,367元)。这价位已经比锂离子电池的每MWh187美元(约新台币5,720元)还要低。

    而这也不是Highview第一次设厂了，先前已筹得1,800万美元打造360KW/2.5MKh先导工厂，之后又与废弃物回收管理公司Viridor公司在2016年获得英国能源部800万英镑研究经费，2018年于曼彻斯特打造世界第一座液态空气储能工厂Viridor Pilsworth。

    Viridor Pilsworth液态空气储能工厂容量5MW/15MWh，足够为5,000户家庭提供连续3个小时电力。Highview Power指出，液态空气储能工厂除了可运转40年，还可以任意选择安装地点，能够有效与再生能源相辅相成。

    最新的50MW/250MWh计划则能为5,000户家庭提供连续5个小时电力。在英国燃煤电厂逐渐退役的时刻，或许能稍稍缓解电网供电压力，与此同时也能储存更多的再生能源电力，维持电网的稳定性。

    Highview执行长Javier Cavada表示，随着愈来愈多火力发电厂淘汰，公司正提供另一种解决方案，能用相同的基础设备和电网线路，带来全新的能源系统。同时Cavada也指出，液态空气储能系统并不是要跟锂离子电池技术相竞争，而是想跟燃煤天厂对打。

    不过话说如此，目前Highview还在寻找承包商，也就是一切都还在计划阶段，也不知知道会花多少钱，而现在该公司已经瞄准一间退役的火力发电厂地址，正在准备施工阶段的采购，只能静待未来的进展。

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    • 近日，国家能源局发布2024年第1号公告，正式发布了新型储能试点示范项目名单，唯一一个液态空气储能项目“青海省格尔木市60MW/600MWh液态空气储能示范项目”入选其中。 该液态空气储能项目位于海西州格尔木市东出口光伏园区，总规模60MW/600MWh，配建光伏250MW、110千伏升压站1座，于2023年7月1日开工建设，计划2024年内整体并网发电。项目建成投产后，将成为液态空气储能领域发电功率世界第一、储能规模世界最大的示范项目。 随着青海海西60MW/600MWh液态空气储能项目的开工，也加速了液态空气储能商业化进程。 近年来，大规模储能技术因其在改善可再生能源系统和电网负荷转移方面的重要作用而受到越来越多的关注。抽水蓄能和压缩空气储能被视为主要的大规模储能技术，但两者都受限于地理条件，液态空气储能作为一项高潜力的新型储能技术正在快速兴起。 什么是液态空气储能? 液态空气储能(LAES)由压缩空气储能能(CAES)技术衍生而来，两者都是以空气为主要储能材料。液态空气储能利用空气“压缩-膨胀”过程，完成“电能-热能”与“压力能-电能”的转换。与压缩空气储能不同，液态空气储能压缩后的气体不进入储气室，而是进入液化单元，使气态空气变成液态空气进行储存。 液态空气储能的储能密度是压缩空气储能的10-40倍，可以在较小的容器中储存更多的能量。传统压缩空气储能建设需要具备洞穴、盐矿等大容量储存空间，液态空气储能摆脱了地理条件的限制条件，也无需使用大量高压容器，选址更灵活。 液态空气储能技术具有大容量、能量密度大、长寿命、低成本、不受地理条件限制等优势。此外，系统在运行过程中产生了大量的冷能和热能，可以实现多能源互补和多能源协同供给。适配可再生能源消纳、电网调峰、备用黑启动、分布式电力微网、综合能源服务等多领域应用场景。 液态空气储能除了作为大规模中长时储能应用在电源侧、电网侧，还可用于冷热电三联供。在钢铁厂、化工厂等工商业场景，液态空气储能也是较为理想的高效能源利用解决方案。大规模液态空气储能系统效率在60%左右，若是冷热电三联供，其效率可以达到75%-85%。 液态空气储能关键设备，如压缩机、低温膨胀机、液体泵、膨胀发电机等国产设备已较为成熟，产业链成熟。首台(套)项目成本预计较高，规模化推广应用后价格还会下行，此外系统集成、不同应用场景等因素也存在一定的降本空间。整体来看，液态空气储能度电成本和压缩空气、抽水蓄能处于同一价格区间。随着储能系统容量增大，造价将趋于下降，8小时储能系统功率达到100MW时，单位造价相比10MW预测可下降46%。 新型电力系统对储能功率、时长、响应时间等呈现多样化的需求，各种储能技术路线兼收并蓄是大势所趋。 从技术路线定位来看，液态空气储能与抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池等定位中长时储能，存储时间在几小时到几个月，具有中高功率、中高容量和中等响应速度等特点，典型运行场景是每天一充一放。 新型储能中长期发展方向，仍是多元技术与电力系统协同运行，充分发挥储电、储热、储气、储冷、储氢优势，实现多种类储能技术的有机结合和优化运行，重点解决中远期新能源出力与电力负荷季节性不匹配导致的跨季平衡调节问题。随着电力系统对中长时储能的需求增加，液态空气储能凭借其大规模、长寿命、低成本、选址灵活等优势，讲迎来较广阔的应用前景。
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  • 《液态空气储能的现状与前景》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
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    • 2020年6月，国家能源局印发《2020年能源工作指导意见》指出“稳妥有序推进能源关键技术装备攻关，推动储能技术进步与产业发展。加大储能发展力度”。大规模长时储能技术是世界各国科技创新的重要战略，也是实现技术引领的主要方向。 近年来，全球储能产业得到快速发展，电源侧、电网侧和用户侧储能市场规模在万亿美元以上，且每年以9%的速度增长，远高于全球电力行业2.5%的增长率。尤其是以风、光为代表的可再生能源迅速发展为储能行业发展带来巨大市场空间。 截至2019年底，全国风电装机2.1亿千瓦，风电发电量4057亿千瓦时，占全部发电量的5.5%；光伏发电装机2.04亿千瓦，光伏发电量2243亿千瓦时，占全部发电量的3.1%。国内外专家学者一致认为到2050年，全球可再生能源占比将超过50%。然而，由于新能源间歇性和不稳定性，可再生能源大规模并网和安全稳定地运行仍存在压力。 大规模储能技术的应用能有效解决上述问题。在诸多储能技术中，可以规模应用的主要为抽水蓄能、大容量电池储能和压缩空气储能。抽水蓄能须建在具有合适地势差和丰富水源的非严寒地带，受地理条件限制较高；大容量电池储能在经济性、安全性、循环寿命及废旧电池处理等方面将面临制约；压缩空气储能具有绿色、安全、长寿命等优点，但遗憾的是其严重依赖地理条件，储能密度低，难以广泛推广。 基于新型深冷科技的液态空气储能（LAES）技术是实现新能源并网消纳、合理吸收低谷电、余热资源，并可以稳定输出冷、热、电及工业用气等多种能源的新型储能方法。 液态空气储能技术原理 液态空气储能具有大规模长时储能、清洁低碳、安全、长寿命和不受地理条件限制等突出优点，其应用场景广泛，尤其是在可再生能源消纳、电网调峰调频、黑启动、分布式能源、微网和综合能源服务等领域具有特别优势。 从技术原理看，在储能阶段，储能系统利用可再生能源电能或电网夜间低谷电驱动压缩机压缩环境空气，高压空气经蓄冷器预冷后节流液化，将电能以常压低温液态空气形式储存，同时存储压缩热。 在释能阶段，液态空气经低温泵增压后，通过蓄冷器储存冷量并气化，经压缩热（可选太阳能光热或工业中低温余热）加热后，产生高压高温气体驱动空气透平旋转做功，带动发电机发电并网。同时，系统中富余的压缩热能可部分用于生活热水供应或冬季采暖，部分用于吸收式制冷机组供应空调冷水用于夏季供冷。系统可根据不同季节不同的能量需求灵活调整冷热电供应比例，实现经济性最优。 未来的液空储能电站将是一座可实现多能互补和多能联供的智慧综合能源基站。由于液态空气的密度远大于压缩空气的密度，其储能密度（单位储气容积的发电量）是压缩空气储能的15-20倍，不需要依赖特殊地理条件（地下盐穴、矿井），也无需使用大量高压容器，系统无任何安全性问题。正是基于其显著优势，液态空气储能有望成为最具发展前景的新兴能源技术之一，也是未来智能电网的主流支撑技术之一。 低温蓄冷技术是液空储能核心 从液态空气储能的实践看，英国Highview公司和伯明翰大学正在对液态空气储能技术进行研发及产业化，于2012年在英国建成350kW/2.5MWh实验平台。同时，该团队于2014年开始建造5MW/15MWh示范项目，并正在美国开展50MW/250MWh储能电站建设，将在2022年开始运转。 在国内，2017年中国科学院理化所团队在廊坊中试基地完成了100kW低温液态空气储能示范平台的建设，取得了良好的实验结果，蓄冷效率达到了90%，系统整体效率可达60%，达到国际领先水平。 低温蓄冷技术是液态空气储能系统的核心，决定系统能量转化率。依托低温蓄冷技术可以存储液态空气复温过程中产生的高品位冷能，可以用于预冷液化系统中的高压空气，大幅增加了空气液化率。中国科学院理化所在该领域开展了多年研究，团队与国家电网科研团队密切合作，在新型蓄冷介质、深低温冷能传递机理等基础研究，以及新型蓄冷工艺和结构设计等方面取得了一系列原创成果。 2020年，团队搭建了500kW级固相蓄冷工程验证平台，可实现大功率模块化串、并联蓄冷；搭建了100kW级混合工质蓄冷工程验证平台，可实现多种蓄冷工质的低温蓄冷实验，并完成了-160℃温区的混合工质测试。 同时，团队完成了液空储能系统和风电、太阳能光热、燃气轮机调峰电站、深度调峰火电厂及LNG接收站的深度耦合应用研究，建立了多个功率等级基于液空储能的多能互补和多能联供系统工程化实施方案以及经济分析模型，促进了液空储能技术在智慧综合能源领域的应用。 建议推进百兆瓦级液空储能技术研究 针对液态空气储能大功率，高能量转换效率、高可靠性的需求，未来建议开展百兆瓦级高效液态空气储能系统共性关键技术研究，重点部署大功率液态空气储能关键工艺研究、冷/热能多级储存利用技术研究、高效宽工况压缩/膨胀技术研究、系统集成及运行控制技术研究。 目前，储能商业模式并不明晰，且液态空气储能技术尚处于示范到商业化应用的过渡阶段。我们认为，积极开展液态空气储能在发电侧、电网侧和用户侧等不同应用场景中应用分析，将有助于该技术的广泛推广，获得能源投资企业、电网、用户等各方的广泛支持。同时，基于液态空气储能的大规模长时储能的优势，在传统分散储能设备的基础上，研究大规模共享储能将会释放液态空气储能更大的商业价值。
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