5月4日上午9时，在湖北孝感应城市，国网孝感供电公司变电运检分公司作业人员正对220千伏彭湾变电站开展线路、设备巡视，护航应城300兆瓦级压气储能电站并网运行。
应城300兆瓦级压气储能电站可有效应对新能源发电的波动性、间歇性、随机性。其并网发电标志着全球压气储能电站迈入300兆瓦级单机时代。同时，电站在单机功率、储能规模、转换效率方面世界领先。目前，应城300兆瓦级压气储能电站机组各系统参数正常，设备运行平稳，运行质量优良。技术团队成员正在开展机组带负荷参数精细化调整，力争早日实现机组7次连续充放电试运行。
与光伏、风力等新能源发电和抽水蓄能相比，压气储能优势明显，正全力挺进能源市场新蓝海。
“绿色超级充电宝”优势明显
国网湖北综合能源服务有限公司总工程师、湖北楚韵储能科技有限责任公司总经理王俊介绍，压气储能系统是一种新型大规模电力储能系统。在电网负荷低谷期，压气储能电站通过压缩机将空气压缩成高压状态，储存至盐穴储气库，同时将压缩热储存于热水中；在用电高峰期，释放盐穴储气库内高压空气，吸收储存的压缩热，驱动空气透平机组发电。
早在1975年，德国开始建造压气储能电站，并在1978年实现商用，整体运行效率42%。1991年，美国建造压气储能电站，同样利用盐穴作为储气库。但因其增加了压缩热收集利用装置，整体运行效率增长至54%。
应城300兆瓦级压气储能电站由中能建数字科技集团有限公司与国网湖北综合能源服务有限公司联合投建，是国家新型储能试点示范项目。它利用湖北云应地区废弃盐矿作为储气库，打造一个巨大的“绿色超级充电宝”。项目一期入选国家第三批能源领域首台（套）重大技术装备名单，单机功率达300兆瓦级，储能容量达1500兆瓦时。
“电站投入使用后，每天储能8小时、释能5小时，系统转换效率近70%，全年发电约5亿千瓦时，可以供75万居民一年生活使用。”国网应城市供电公司营销部副主任夏胜平介绍，电站预计今年6月投运，可减轻电网调峰压力，增加供电可靠性。
过去，抽水蓄能是实现电能大规模存储的普遍方案，但面临投资大、建设周期长等问题。
王俊介绍，压气储能电站运行原理与抽水蓄能电站类似。随着储能需求不断增长，压气储能作为储能量级唯一可与抽水蓄能相媲美的大规模物理储能，有启动时间快、能量密度和功率密度较高、系统效率较高、环境友好等优点。此外，用于发电的空气取之不尽，且压气储能电站大多选址在废弃盐穴、矿井等，能有效降低开发成本，实现资源循环再利用。
技术不断取得新突破
2023年底，国家能源局公布新一批新型储能试点示范项目，共56个入选。其中，压气储能项目达11个（不含二氧化碳储能），成为最亮眼的新型储能技术路线之一。据不完全统计，目前山东、河南、河北、江苏、青海等12省规划、在建压气储能项目超30个，合计规模达8吉瓦。
王俊介绍，2021年9月，江苏金坛盐穴压气储能国家示范项目并网试验成功，一期工程发电装机60兆瓦。这是全球第一个非补燃压气储能电站，标志着我国新型储能技术的研发和应用取得重大突破。2022年5月，该压气储能电站正式投产。
2021年12月，河北张家口首套100兆瓦压气储能项目送电成功，系统设计效率达70.4%。项目有利于推动大规模压气储能技术产业化进程。
2022年7月，应城压气储能电站示范工程开工。它采用非补燃高压热水储热中温绝热压缩技术，核心技术指标能源转换效率达近70%。2024年4月，项目首次并网成功，创造了6个行业示范及数十项国际首创、全球首次突破。为有效提升区域电网调峰能力、促进长时储能技术发展，国网湖北电科院精益化调试技术团队历时两年，攻克了压气储能系统高精度建模、启动调试、并网性能验证等核心技术，实现300兆瓦级压气储能系统网源协调技术国际领先。“我们创新研发了压气储能电站热力学性能分析平台和国际首个300兆瓦级压气储能电站仿真平台。”国网湖北电科院双碳中心主任负责人李阳海说，平台大幅提升了压气储能系统电网友好性，实现储能电站全工艺流程全工况动态模拟。
2022年9月，全球最大规模350兆瓦盐穴压气储能项目——山东泰安2×300兆瓦级压气储能创新示范工程开工。项目采用全球首创低熔点熔融盐高温绝热压缩技术，建成后在压缩空气储能领域将实现单机功率、转换效率及储能规模全球第一。
有望实现大规模商业应用
“压气储能技术应用前景广阔，将对未来电网起到一定支撑作用。”王俊表示。
伴随压气储能技术进步以及国内相应支持政策的出台，压气储能成本不断降低、产业规模持续扩大，未来有望实现大规模商业应用。
据介绍，中能建数字科技集团有限公司已明确压气储能产业化发展路径。具体来说，这一路径包括“0到1”起步示范阶段，聚焦新型长时物理储能技术，提出大容量、高参数、长寿命、零排放的压气储能系统解决方案；“1到100”推广布局阶段，开展压气储能电站在全国布局；“100到+”产业发展阶段，实施工程化系统解决方案，建设协同创新生态圈，推动全产业链融合性发展、高质量发展和数字化发展。
同时，我国盐穴资源丰富、废弃矿洞多、枯竭油气田地下空间大，枯竭油气田地质资料齐全。如能利用这些天然地下洞穴，也有望建设大规模，乃至超大规模的压气储能电站。
目前，我国已成功实现以地下盐穴作为储气库的非补燃式绝热压缩空气电站发电。建设中的压气储能电站发电规模不断扩大，发展潜力巨大。
储能是构建新型电力系统实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是新能源下半场的主角。王俊认为，压气储能将成为深入推进能源革命的重要领域。
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国际首套300兆瓦先进压缩空气储能电站并网发电
科技日报讯 （记者陆成宽）记者5月6日获悉，山东肥城国际首套300兆瓦先进压缩空气储能电站近日首次并网发电成功。电站是目前国际上规模最大、效率最高、性能最优、成本最低的新型压缩空气储能电站，由中国科学院工程热物理所提供技术支持、中储国能（北京）技术有限公司投资建设。
中国科学院工程热物理所研发团队成功突破300兆瓦级压缩空气储能系统全套关键核心技术，先后攻克多级宽负荷压缩机和多级高负荷透平膨胀机技术、高效超临界蓄热换热器技术、系统全工况优化设计与集成控制技术，创造性研制出300兆瓦多级高负荷透平膨胀机、多级宽负荷压缩机和高效紧凑式蓄热换热器等核心装备。
值得一提的是，300兆瓦级压缩空气储能系统的单位造价成本较100兆瓦级压缩空气储能系统下降30%以上，同时装备实现了完全自主可控。
电站建设规模为300兆瓦/1800兆瓦时。工程总投资14.96亿元，系统额定设计效率72.1%，可实现连续放电6小时，年发电约6亿度。在用电高峰时，电站可为20万—30万户居民提供电力保障，每年可节约标准煤约18.9万吨，减少二氧化碳排放约49万吨。
同时，电站还能够为电网提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等电力调控功能，有效支撑电力系统平稳高效运行。
中国科学院工程热物理研究所所长陈海生表示，电站的并网发电可有效推动压缩空气储能技术及产业快速发展，进一步巩固我国在压缩空气储能领域的国际领先地位，为该技术的大规模推广应用打下了坚实基础。
5月4日上午9时，在湖北孝感应城市，国网孝感供电公司变电运检分公司作业人员正对220千伏彭湾变电站开展线路、设备巡视，护航应城300兆瓦级压气储能电站并网运行。
应城300兆瓦级压气储能电站可有效应对新能源发电的波动性、间歇性、随机性。其并网发电标志着全球压气储能电站迈入300兆瓦级单机时代。同时，电站在单机功率、储能规模、转换效率方面世界领先。目前，应城300兆瓦级压气储能电站机组各系统参数正常，设备运行平稳，运行质量优良。技术团队成员正在开展机组带负荷参数精细化调整，力争早日实现机组7次连续充放电试运行。
与光伏、风力等新能源发电和抽水蓄能相比，压气储能优势明显，正全力挺进能源市场新蓝海。
“绿色超级充电宝”优势明显
国网湖北综合能源服务有限公司总工程师、湖北楚韵储能科技有限责任公司总经理王俊介绍，压气储能系统是一种新型大规模电力储能系统。在电网负荷低谷期，压气储能电站通过压缩机将空气压缩成高压状态，储存至盐穴储气库，同时将压缩热储存于热水中；在用电高峰期，释放盐穴储气库内高压空气，吸收储存的压缩热，驱动空气透平机组发电。
早在1975年，德国开始建造压气储能电站，并在1978年实现商用，整体运行效率42%。1991年，美国建造压气储能电站，同样利用盐穴作为储气库。但因其增加了压缩热收集利用装置，整体运行效率增长至54%。
应城300兆瓦级压气储能电站由中能建数字科技集团有限公司与国网湖北综合能源服务有限公司联合投建，是国家新型储能试点示范项目。它利用湖北云应地区废弃盐矿作为储气库，打造一个巨大的“绿色超级充电宝”。项目一期入选国家第三批能源领域首台（套）重大技术装备名单，单机功率达300兆瓦级，储能容量达1500兆瓦时。
“电站投入使用后，每天储能8小时、释能5小时，系统转换效率近70%，全年发电约5亿千瓦时，可以供75万居民一年生活使用。”国网应城市供电公司营销部副主任夏胜平介绍，电站预计今年6月投运，可减轻电网调峰压力，增加供电可靠性。
过去，抽水蓄能是实现电能大规模存储的普遍方案，但面临投资大、建设周期长等问题。
王俊介绍，压气储能电站运行原理与抽水蓄能电站类似。随着储能需求不断增长，压气储能作为储能量级唯一可与抽水蓄能相媲美的大规模物理储能，有启动时间快、能量密度和功率密度较高、系统效率较高、环境友好等优点。此外，用于发电的空气取之不尽，且压气储能电站大多选址在废弃盐穴、矿井等，能有效降低开发成本，实现资源循环再利用。
技术不断取得新突破
2023年底，国家能源局公布新一批新型储能试点示范项目，共56个入选。其中，压气储能项目达11个（不含二氧化碳储能），成为最亮眼的新型储能技术路线之一。据不完全统计，目前山东、河南、河北、江苏、青海等12省规划、在建压气储能项目超30个，合计规模达8吉瓦。
王俊介绍，2021年9月，江苏金坛盐穴压气储能国家示范项目并网试验成功，一期工程发电装机60兆瓦。这是全球第一个非补燃压气储能电站，标志着我国新型储能技术的研发和应用取得重大突破。2022年5月，该压气储能电站正式投产。
2021年12月，河北张家口首套100兆瓦压气储能项目送电成功，系统设计效率达70.4%。项目有利于推动大规模压气储能技术产业化进程。
2022年7月，应城压气储能电站示范工程开工。它采用非补燃高压热水储热中温绝热压缩技术，核心技术指标能源转换效率达近70%。2024年4月，项目首次并网成功，创造了6个行业示范及数十项国际首创、全球首次突破。为有效提升区域电网调峰能力、促进长时储能技术发展，国网湖北电科院精益化调试技术团队历时两年，攻克了压气储能系统高精度建模、启动调试、并网性能验证等核心技术，实现300兆瓦级压气储能系统网源协调技术国际领先。“我们创新研发了压气储能电站热力学性能分析平台和国际首个300兆瓦级压气储能电站仿真平台。”国网湖北电科院双碳中心主任负责人李阳海说，平台大幅提升了压气储能系统电网友好性，实现储能电站全工艺流程全工况动态模拟。
2022年9月，全球最大规模350兆瓦盐穴压气储能项目——山东泰安2×300兆瓦级压气储能创新示范工程开工。项目采用全球首创低熔点熔融盐高温绝热压缩技术，建成后在压缩空气储能领域将实现单机功率、转换效率及储能规模全球第一。
有望实现大规模商业应用
“压气储能技术应用前景广阔，将对未来电网起到一定支撑作用。”王俊表示。
伴随压气储能技术进步以及国内相应支持政策的出台，压气储能成本不断降低、产业规模持续扩大，未来有望实现大规模商业应用。
据介绍，中能建数字科技集团有限公司已明确压气储能产业化发展路径。具体来说，这一路径包括“0到1”起步示范阶段，聚焦新型长时物理储能技术，提出大容量、高参数、长寿命、零排放的压气储能系统解决方案；“1到100”推广布局阶段，开展压气储能电站在全国布局；“100到+”产业发展阶段，实施工程化系统解决方案，建设协同创新生态圈，推动全产业链融合性发展、高质量发展和数字化发展。
同时，我国盐穴资源丰富、废弃矿洞多、枯竭油气田地下空间大，枯竭油气田地质资料齐全。如能利用这些天然地下洞穴，也有望建设大规模，乃至超大规模的压气储能电站。
目前，我国已成功实现以地下盐穴作为储气库的非补燃式绝热压缩空气电站发电。建设中的压气储能电站发电规模不断扩大，发展潜力巨大。
储能是构建新型电力系统实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是新能源下半场的主角。王俊认为，压气储能将成为深入推进能源革命的重要领域。
相关新闻
国际首套300兆瓦先进压缩空气储能电站并网发电
科技日报讯 （记者陆成宽）记者5月6日获悉，山东肥城国际首套300兆瓦先进压缩空气储能电站近日首次并网发电成功。电站是目前国际上规模最大、效率最高、性能最优、成本最低的新型压缩空气储能电站，由中国科学院工程热物理所提供技术支持、中储国能（北京）技术有限公司投资建设。
中国科学院工程热物理所研发团队成功突破300兆瓦级压缩空气储能系统全套关键核心技术，先后攻克多级宽负荷压缩机和多级高负荷透平膨胀机技术、高效超临界蓄热换热器技术、系统全工况优化设计与集成控制技术，创造性研制出300兆瓦多级高负荷透平膨胀机、多级宽负荷压缩机和高效紧凑式蓄热换热器等核心装备。
值得一提的是，300兆瓦级压缩空气储能系统的单位造价成本较100兆瓦级压缩空气储能系统下降30%以上，同时装备实现了完全自主可控。
电站建设规模为300兆瓦/1800兆瓦时。工程总投资14.96亿元，系统额定设计效率72.1%，可实现连续放电6小时，年发电约6亿度。在用电高峰时，电站可为20万—30万户居民提供电力保障，每年可节约标准煤约18.9万吨，减少二氧化碳排放约49万吨。
同时，电站还能够为电网提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等电力调控功能，有效支撑电力系统平稳高效运行。
中国科学院工程热物理研究所所长陈海生表示，电站的并网发电可有效推动压缩空气储能技术及产业快速发展，进一步巩固我国在压缩空气储能领域的国际领先地位，为该技术的大规模推广应用打下了坚实基础。
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