压缩空气地质储能研究现状及工程案例分析

郭朝斌， 李采， 杨利超， 刘凯， 阮岳军， 何阳

(1.中国地质科学院，北京 100037； 2.湖南省地质调查院，湖南 长沙 410029)

0 引言

“减碳”与“增汇”是我国2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的根本措施。调整能源结构、降低煤炭及石油消耗是从源头上减少CO2排放的根本途径。大力发展风能、太阳能等清洁可再生能源是调整能源结构、解决能源供应矛盾和应对气候变化的重要措施。但由于大部分清洁可再生能源具有分布分散、间歇性、可控性差等特点，另外电网本身只能传输电能，不能储存电能，因此清洁可再生能源与电网在时间、空间和强度上并不匹配，特别是在用电低谷期，大量清洁可再生能源难以得到有效利用而只能被舍弃。例如，2020年全国因电网消纳不足而放弃风能发电电量(弃风电量)约166亿kW·h，全国弃光电量52.6亿kW·h，特别是在西北地区弃风率仍保持较高比例[1]。因此，储能技术是影响未来能源格局的关键技术之一，对提高能源效率,促进新能源相关产业发展,推动能源战略转型以及加快碳达峰、碳中和战略目标的实现具有重大意义。本文对压缩空气地质储能的概念、分类、发展历史、研究现状以及发展趋势进行了总结，分析了以盐腔、含水层、枯竭油气田为储气库的代表性工程案例的关键参数及经验，以期为后续开展压缩空气地质储能工程设计提供科学参考。

1 地质储能概念及发展历史

目前，常见储能技术根据能量储存形式可划分为利用机械能相互转化的物理储能、利用化学可逆反应的化学储能和利用电磁能转化的电磁储能3大类[2]。各种储能方式在其主要的领域范围内快速发展，其储能规模及优缺点总结如表1所示。

表1 各类储能技术特点

1.1 压缩空气地质储能概念及分类

压缩空气地质储能(Geological Compressed Air Energy Storage，GCAES)是指以压缩空气作为储能介质，通过燃气轮机的压缩机和涡轮机，在用电低谷时利用多余的电能将空气压缩并储存于地质储气库中，在用电高峰时再将储气库中的高压气体释放经涡轮机发电[3](图1)。

注： 图中箭头表示能量流向。

虽然目前抽水储能是最常用的物理储能方式，但相比之下，GCAES具有建设成本低、设备占地面积小、污染小以及能量效率高等特点。GCAES在装机容量上可达到几百兆瓦，规模仅次于抽水储能(表1)，便于大规模商业化的应用和推广。GCAES的能源转化效率较高，一般在75%左右，如果采用一些先进的技术(如超导热管技术、同时蓄热等)，其效率能进一步提升到80%以上[4]。另外，其商业应用已超过40 a，积累了成熟的技术经验，这些优势使GCAES有望成为一种重要的储能手段。

储气库是GCAES系统重要的组成部分，根据储气库地质条件可分为以下3类：

(1)岩石洞穴(如盐腔、坚硬岩洞)储气库。此类系统利用地下岩石洞穴或人工开挖的洞穴作为储气库，规模较大，德国Huntorf压缩空气电站(290 MW)和美国McIntosh压缩空气电站(110 MW)均属于此类储能系统[5]。

(2)含水层储气库。将广泛分布的地下含水层作为储气库进行储能可减少储能系统对地质条件的限制。其储能规模与岩石洞穴储能类型相近，目前处于工程试验与示范阶段。地下含水层作为CO2地质封存(一般为地下800 m以下含水层)和天然气地下储存的容器已得到成功应用，证实了气体可以在含水层储气库中得到有效储存。另外，含水层分布比盐腔广泛，可降低GCAES对盐腔地理位置的依赖，而且成本较盐腔也更具优势。

(3)枯竭油气田储气库。在油气藏开采过程中已获取较多的地质条件信息，如具有良好的圈闭性、丰富的钻孔信息与地层岩性参数且能够节省选址建设成本等，因此，在枯竭的油气田中开展地质储能较为可行。

1.2 压缩空气地质储能发展历史及趋势

GCAES技术经历了快速发展、缓慢发展、再快速发展3个阶段，与能源结构的改变密不可分。压缩空气储能的概念始于20世纪40年代，同期在美国出现相关专利。但是，由于当时电网峰谷特征不明显，压缩空气储能技术没有得到重视和应用。到20世纪60年代，随着核电和燃煤电厂的快速发展，电网峰谷特征日益明显，有关在用电低谷期将廉价电能储存、在用电高峰期释能发电的研究迅速发展。GCAES开始逐渐得到重视，相关研究也随之开始。1969年，德国计划在盐腔中建设压缩空气储能系统以满足大规模储能需求，于1978年建成Huntorf电站宣布成功商用。随着Huntorf电站的成功商用，GCAES的研究进入第一个快速发展阶段。随后，美国能源部开展了一系列的可行性研究及小型示范项目，研究内容主要是储气库的选择及第二代GCAES系统的研究。1991年，美国在阿拉巴马州建立了其第一个110 MW级GCAES电站。

1.3 我国GCAES的需求与潜力分析

近些年，随着清洁能源的广泛使用，大规模储能技术进入快速发展阶段。近十年来，全球可再生能源发电装机容量大幅增加，在2020年新增发电容量中，82%为可再生能源(图2)。与此同时，中国经济经历了持续快速增长，已经成为世界第一大能源消费国。2020年，中国水电、风电装机容量以及可再生能源发电总装机容量均位居世界前列。在此期间，间歇性清洁能源的迅速发展导致电网负荷不均衡，一方面发电企业的收益受到影响，另一方面会浪费大量的能源，不利于可再生能源的投资，阻碍了新能源技术的推广和发展。但GCAES系统与可再生能源相结合，可将间歇性可再生能源拼接起来，形成稳定的电力供应，促进新能源的发展[7]。据测算，2020—2025年储能市场累计投资空间为1.6万亿元，2030年市场投资可达1.3万亿元，2060年市场投资可达5万亿元，累计规模达122万亿元，压缩气体储能作为未来极有竞争力的长时大规模储能技术，预计在储能整体市场中会占据不少于30%的份额[8]。

图2 全球可再生能源发电每年新增装机容量图[6]

2 GCAES研究现状

2.1 理论分析研究现状

近年来，国内外对于GCAES的相关研究主要集中在储气库的选择、新型GCAES系统的优化以及储能效率、经济性分析等方面[9]。

有关盐腔储气库GCAES系统方面发表的文章大多以盐腔力学稳定性和安全评价为主[10-14]。耦合热学、水文地质学和力学模型分析表明压力和温度的巨大波动会导致GCAES系统在循环过程中不稳定[15]。热动力学和力学耦合模型及与历史数据的拟合分析可用于判别GCAES系统的泄漏风险，有助于确定泄露位置，辅助后续系统监测井的设计[16]。在此基础上，多种确定盐腔泄露位置的方法也被提出[17]。

针对含水层储气库GCAES的研究以基本物理过程、存储机制和数值模拟分析为主[11，18-19]。胡贤贤等[20]对当前国内外含水层GCAES相关技术进行了全面总结，包括项目、技术概况以及经济成本的分析等; Kushnir等[21]基于达西定律及部分假设前提建立了在含水层中进行GCAES的数学模型，并通过解析解求解，对地层参数、钻孔完井程度等进行了敏感性计算，分析了这些参数对压力波动的影响; 美国劳伦斯伯克利国家实验室的Oldenburg等[19]提出了一种利用CO2作为储能缓冲气体的方法，当CO2从气相过渡到超临界相时，它比空气具备更大的压缩性能; Guo等[22]通过数值模拟方法对GCAES系统的可行性及日循环和周循环进行了分析; Guo等[22-23]针对CAESA系统初始气囊形成中地层渗透率的影响进行了分析，结果表明存在最佳渗透率范围，渗透率过大或过小均会对系统造成较大影响。GCAES系统仍有大量的基础问题需要进一步研究和探讨。

目前，GCAES系统和新能源系统相结合的方式成为新的研究热点。GCAES与风能结合的技术可将风力发电在电网中的比重提高至八成[24]。除了与风能、太阳能耦合，GCAES还可以与生物质能耦合，将生物质气化后应用于GCAES系统可降低温室气体的排放及对天然气的依赖程度。佛罗伦萨大学Fiaschi等[25]提出了耦合压缩空气储能系统和其他储能方式的海上可再生能源平台，海上的风能、太阳能、波浪能分别利用风力发电机、太阳能电池板和波浪能回收装置将能量转化成压缩空气能量进行储存，使用水下压缩空气储能装置进行压缩空气的水下定压存储，可为海岛地区提供足够的能源[26]。目前限制我国GCAES技术推广的主要因素是缺少大容量的储气装置，如果考虑采用孔隙含水层作为储气库，地质条件的限制将大大降低。

在GCAES储气库选址方面，需要考虑储气库位置、储层性质(孔隙度、渗透率等)、经济成本、社会环境影响等因素。Allen等[27]对影响多孔介质储气库的因素进行了详细总结并给出了参考值。董家伟等[28]通过层次分析法针对储层性质、地质安全和经济效益3大类评价因素12个评价指标，建立了含水层压缩空气储能选址评价体系框架，并在河北省某区块开展了实际应用。

随着计算机模拟技术的快速发展，利用数值模拟方法，可计算各种过程的耦合来研究GCAES系统的相关问题[29-30]。TOUGH2是由美国劳伦斯伯克利国家实验室开发的模拟软件，最初用于地下水渗流和热运移模拟，随着新功能的扩展，现在可用于地热、核废料、天然气水合物、地下水环境化学、二氧化碳地质封存、GCAES等方面的研究[31]。T2Well是在TOUGH2原有功能基础上研发的耦合含水层和钻孔流动的数值模拟软件[32]。TOUGH-FLAC是在TOUGH2对流场模拟的基础上增加了力学方面耦合的软件[13]。Rutqvist等[12]利用TOUGH-FLAC模拟器，对GCAES系统的热动力学和力学方面进行了相关研究。

在GCAES系统数值模拟相关研究中，ECLIPSE模拟器的应用也较为广泛。ECLIPSE是在石油、页岩气和天然气等地下流体工程领域应用广泛的数值软件[33]，功能强大，界面友好，但由于是商业软件，其关键原理部分的程序相对封闭，对于学术研究具有一定的局限性。不过部分学者采用开放式源代码程序进行了相关研究，如Wang等[34]利用ECLIPSE进行了GCAES系统中不同布井方式对储能规模方面影响的研究。

2.2 经济性研究现状

系统的可行性不仅要求技术上具有可行性，在经济成本方面也应具有可行性。在经济成本方面，各类储能方式的成本如表2所示。由表2可知，GCAES系统较抽水储能和硫钠电池更具成本优势。

表2 各类储能技术成本比较[20,35]

对于含水层GCAES系统，其成本如表3所示。3个不同地区的试验表明，含水层GCAES开发成本为2～7美元/(kW·h)，盐腔GCAES系统开发成本为6～10美元/(kW·h)。对比可知，含水层GCAES系统比盐腔GCAES系统更具经济成本优势。在增加储能规模成本方面，含水层GCAES系统也具有较大优势。以盐腔为代表的常规GCAES系统，储能容量增大时所需成本约为2美元/(kW·h)，而对于含水层GCAES系统，其储能容量增加时所需成本仅为0.11美元/(kW·h)[36]。

表3 含水层GCAES系统开发成本[36]

在经济性分析方面，谭靖等[37]针对某一风电场的实际情况分别从节能、电站建设以及环保效益方面分析了GCAES系统的综合效益。张新敬[38]对不同的GCAES系统进行了分析，发现压缩空气储能系统及其与风能的耦合系统虽然初期建设成本较高，但是在运行过程中相较于传统的GCAES系统，减少了温室气体的排放，更加环保。

3 工程案例分析

3.1 以盐腔为储气库

3.1.1 德国Huntorf工程

1969年，德国计划在北部盐穴地层中建立GCAES系统以满足大规模储能的需求。该区域已有大量利用盐腔储存天然气的工程，为GCAES电站的建立积累了大量的地质资料与操作经验。德国于1975年开始在Huntorf建造GCAES电站，于1978年宣布成功商用[39]。Huntorf电站以两个盐洞为储气库进行储能，如图3所示。其技术参数如表4所示。Huntorf电站整体运行效率为42%[41-42]，平均启动可用率和可靠率分别为90%和99%[36]。

图3 德国Huntorf电站地面设备(左)及地下盐腔示意图(右)[39]

表4 德国Huntorf电站技术参数[40]

3.1.2 美国McIntosh工程

在Huntorf电站成功运行13 a后，1991年美国在Alabama州建立了以盐洞为储气库的GCAES电站，具体技术参数如表5所示。由于增加了压缩热回收利用装置，McIntosh电站的整体运行效率得到了提高，为54%[41]，压缩过程和膨胀过程平均启动可靠率分别为91.2%和92.1%，运行可用率分别为96.8%和99.5%[36,44]。

表5 美国McIntosh电站技术参数[36，41，43]

McIntosh压缩空气储能电站如图4所示。

图4 美国McIntosh压缩空气储能电站示意图[44]

3.1.3 盐腔储气库优缺点分析

盐腔由于其力学性质稳定、渗透率低、高压下具有塑性等特点，具有较好的密闭性，在储存天然气、石油等方面已经得到成熟的应用，具有技术成熟、储气容量大、费用低等优点，是开展GCAES的良好储气库。我国盐腔资源丰富，现有盐腔资源容量约1.3×108m3，其中部分盐腔资源容量如表6所示。但是由于盐腔发育分布与储能需求的匹配度较低，只能在特定区域开展，限制了盐腔类GCAES的快速推广和发展。另外，由于赋存地质条件的不同，存在部分盐岩杂质较多以及开采后盐腔形态不一等问题，因此在作为储气库进行储能前，需要进行盐腔形态精准测量、气密性测试等研究。

表6 我国东部盐腔资源容量[45]

3.2 以含水层为储气库

3.2.1 美国Pittsfield场地试验

1981年，美国太平洋西北国家实验室在伊利诺伊州的Pittsfield启动了含水层GCAES试验，分析和评估了在多孔介质中进行GCAES的可行性。如图5所示，注入目标地层St. Peter砂岩埋深约200 m，盖层渗透率较低且具有圈闭特征。从1982年开始，经过6个月的空气注入(体积约2.1×106m3)形成初始气囊，随后开始注采循环试验。

(a) 背斜结构 (b) 背斜中心局部放大图 (c) 地层岩性柱状图

Pittsfield 试验结果证明了含水层可以作为储气库进行GCAES。同时也发现了一些需要进一步研究的内容，例如注入空气中的氧气与地层矿物(黄铁矿)发生反应，产生消耗，该消耗量需通过与St. Peter砂岩中矿物的反应定量计算并进一步解释。

3.2.2 美国爱荷华州GCAES项目

美国爱荷华州GCAES项目(Iowa Stored Energy Park，以下简称ISEP-GCAES电站)是一个具有创新性的能源储存项目，计划储能规模为270 MW，前期投资约为4亿美元，原计划于2015年开始为爱荷华州得梅因市提供储能服务。该项目于2006年启动，在开展8年的规划调查后，由于经济性原因，于2011年7月暂停实施。项目的主要参与方Hydrodynamics公司和桑迪亚国家实验室联合开展了含水层GCAES可行性地质调查项目[46]，储层为Dallas Center Mt. Simon含水层，储能规模为135 MW～270 MW。该地质调查与测试项目的目标是: ①确定Dallas Center构造中Mt. Simon地层的深度及形状等； ②确定Mt. Simon地层的岩石属性(孔隙度、渗透率、组成即岩石力学性质等)； ③确定在技术上该构造是否可以作为储气库进行GCAES电站的建设运行。在此之前，该地区的地质资料来源于20世纪70年代的地震波反射研究和Dallas Center构造附近3个废弃井的测井数据，有关Dallas Center构造的直接地质数据几乎没有[47]。先前根据Redfield构造的地质数据进行了相关数值模拟，如果Dallas Center地质数据与其相似则可以满足项目储能规模要求(2个135 MW电站)。

根据场地调查结果，场地砂岩背斜结构中可用空间体积过小，非均质性较高且渗透率相对较低，使得该场地不满足设定的储能规模要求[47]。ISEP-GCAES电站原计划储能规模为270 MW，Moridis等[48]利用数值模拟方法根据场地数据建立模型，模拟结果表明当前场地可提供约65 MW级别的储能规模，而经济分析表明65 MW储能规模在当前经济条件下处于亏损状态，建议在进行更多注气试验前暂停项目。

3.2.3 含水层储气库优缺点

含水层分布广泛，在与储能需求的匹配度上较盐腔更具优势。美国普林斯顿大学的研究报告指出，采用含水层作为GCAES系统的储气库，在成本上能够进一步降低，有利于压缩空气储能技术的应用与发展[36]。与盐腔储气库不同，含水层作为多孔介质，在空气注入过程中涉及注入速率、压力分布、空气气相饱和度分布等诸多多相流方面的问题，需要更加详细的地质参数进行储能规模和安全性评估。

3.3 以枯竭油气田为储气库

3.3.1 300 MW枯竭天然气田GCAES探索

美国太平洋天然气电力公司在2009年提出利用枯竭气田开展300 MW-10 h规模的GCAES系统技术和经济可行性研究。其可分为许可评估(选址调查、环境影响评价和公开招标)、运维(建设、调试和运行)和监测分析(数据收集分析、技术转让等)3个阶段。

第一阶段的可行性许可评估研究包括地质储气库的预选区筛选、选址、注气试验等过程，是后续阶段研究的基础，最为关键。项目早期规划中利用加利福尼亚州Buttonwillow地区的枯竭气田作为储气库。经过调查和分析，抽气阶段该地层可供最大压力约5.5 MPa，无法满足地面设备满负荷工作所需的6.5 MPa压力的要求。另外，该区域在1930—1940年期间施工85口钻孔，其中一部分废弃的钻孔只进行了简单的处理，现阶段开展钻孔修补的成本也较高，如果开展压缩空气储能工程存在较高的泄漏风险。基于压力需求和泄漏风险的原因，最终放弃了该地区。项目团队在提出储层应具有圈闭特性以及可以匹配地面发电设备的技术和操作要求两个原则的基础上，总结形成了GCAES储气库适宜性评价方法，筛选出King Island和East Islands 2个预选场址。在2个预选场址同步开展岩心分析等地质测试，获取了详细储层参数，在进行潜力评价和风险评估的同时，考虑技术、环境和经济因素(法律、商业、技术等方面的问题)，最终确定在King Island开展空气注入试验。此外，还针对地面设备和地质储气库开展了环境影响评价，结果显示该项目环境影响较小，符合加利福尼亚州能源委员会和美国环境保护局的建造和运行许可要求。

该项目展示了使用枯竭气田开展300 MW-10 h压缩空气地质储能的技术可行性，为后续工程设计提供了参考。

首先，地质储气库可以满足设施运行所需的流速和压力，但必须进行正确的系统管理和操作约束，特别是严格限制抽出空气中的甲烷比例，防止影响安全性或燃烧稳定性。在开始注气试验之前，King Island地质储气库中的残余气体中甲烷占92%。为了使该部分甲烷与注入的空气混合最小化，在储气库中需形成较大的初始气囊。同时，在循环周期中，需要通过平衡注入和抽出的循环来保持气囊的大小。King Island项目假设每个工作日进行注入/抽出循环，周末进行连续注入。如果连续抽出气体，停止注入2～3 d后，某些钻孔抽出的空气中甲烷的浓度超出限制。在开始的几年中，储层中甲烷体积较多时，建议限制储层连续抽气的持续时间。

其次，需要注意空气中的耗氧问题。在空气注入测试过程中发现注入的空气会以较快的速率与储层中的一些矿物质发生反应，测试结束时氧气浓度从注入时的21.6%降至约2%，无法满足GCAES发电设施系统所需的氧气含量。该问题可以通过前期多次大量注入空气以消耗可氧化的矿物质来解决。

另外，在初始气囊形成阶段，在空气注入的同时需要额外的钻孔来抽取原始地层水，以满足合理施工时间且不超出钻孔允许压力。通过抽水钻孔，初始气囊形成时间大约为18个月，大幅缩减了无抽水钻孔所需的10 a时间。King Island项目设计了29个空气注采钻孔、4个抽水钻孔和2个水处理钻孔(重新注入水到远离初始气囊的含水层中)。

3.3.2 枯竭油气田储气库优缺点分析

枯竭油气田具有丰富的地质资料和齐全的钻孔设施，是开展压缩空气地质储能的理想储气库。国外具备以枯竭油气田作为储气库进行地质储能的经验，中国与国外地下枯竭油气藏储气库建设技术还存在一定差距，相关方面的建设经验也不多[49-50]。

4 结论与建议

通过分析压缩空气地质储能的分类、研究现状以及不同储气库工程案例，指出地质储能不同类型储气库的优缺点及其关键影响因素，具体结论及建议如下：

(1)储气库的地质条件是影响地质储能系统的关键因素。不同的地质参数，如渗透率、孔隙度的非均质分布对压力、能量流速等系统关键参数都会产生影响。在实际工程中，应根据盐腔、含水层、枯竭油气田等地质储能空间的不同特性以及当地能源结构类型，因地制宜地开展压缩空气地质储能的研究与应用。

(2)我国盐腔资源丰富且利用率较低，具有较大的开发利用空间。但盐腔资源的分布与储能需求区域的匹配较差，盐岩资源赋存条件和开采过程也存在差异，在开展地质储能前需进行严格的腔体测量和气密性分析。

(3)含水层分布广泛，是最具潜力的地质储能储气库。但由于含水层及枯竭油气田的多孔介质属性，空气的运移规律较为复杂，在实际工程设计及运行过程中需要尽量获取准确详细实际的地质数据，降低地质条件的不确定性。另外，多孔介质中初始气囊形成时，特别是在饱水含水层中，空气驱替原始地层水需要较长的时间和合理的注气方式，在系统设计时需要考虑时间成本。