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摘 要 作为一种新型的压缩储能技术，压缩CO2储能近年来受到学术界及企业界的广泛关注，可满足我国大规模长时储能的需求，具有良好的发展前景。对此，本文从压缩CO2储能系统、CO2存储装置两方面梳理了该技术的研究现状。结果表明，现有压缩CO2储能系统主要分为5类，即低压罐超临界/高压罐超临界储能、低压罐液态/高压罐超临界储能、低压罐气态/高压罐超临界储能、低压罐液态/高压罐液态储能、低压罐气态/高压罐液态储能。理论研究主要在于系统性能的稳态分析，鲜有系统全工况的动态特性分析，而示范项目则多采用高压液态-低压常压柔性存储的储能方案。对于CO2存储装置，主要有地下咸水层、地下盐穴、柔性储气棚、吸附储气床、储气罐及储液罐，其中柔性储气棚、储气/液罐已有工程应用，但储气棚体积巨大，而储罐内CO2在充放电过程中的热力特性仍需进一步研究。在此基础上，本文介绍了压缩CO2储能系统未来发展的趋势。一方面，压缩CO2储能涉及多种能源形式，可与外界冷热源及其他热力系统耦合，以满足负荷侧冷热电储的需求，提高系统整体能效水平。另一方面，可引入有机工质与CO2混合，解决低压CO2液态存储的易结干冰、系统压比较低的问题，从而实现高低压液态存储，以极大提高压缩储能密度。

关键词 压缩CO2储能；CO2存储装置；多能系统；CO2混合工质

随着双碳目标的稳步推进，风能、太阳能等可再生能源已成为电力新增装机的主体。然而，可再生能源受自然条件的限制，具有间歇性、波动性等特点，致使现有电网难以消纳大量可再生能源电力，造成弃风弃光现象。为提高可再生能源消纳水平，保持电网“源随荷动”的平衡，储能技术得到了大规模发展，可在发电侧、电网侧和用户侧进行灵活的部署，如图1所示。目前，储能主要分为抽水蓄能、压缩储能、热泵储能、飞轮储能、电化学储能及电磁储能等技术路线。就储能规模、安全性及使用寿命而言，抽水蓄能和压缩储能更具优势。相比抽水蓄能，压缩储能布置更为灵活，依据储能介质，可分为压缩空气储能和压缩CO2储能。

图1   “源网荷储”能源系统

压缩储能是通过压缩气体实现能量由电能向压力势能和热能的转变，并通过存储压缩及膨胀气体、压缩热-膨胀冷等实现能量储存。在释能阶段，利用存储热量加热高压气体并引入透平膨胀做功实现能量释放，如图2所示。与空气相比，CO2具有能量密度高、设备紧凑、换热性能好、临界参数低、容易液化等特性，可规避液化空气储能在液化及低温存储方面遇到的难题。国家电网李阳海等基于空气及CO2，分别构建了绝热压缩储能的高温系统(储热温度>400 ℃)、中温系统(400 ℃≥储热温度≥200 ℃)及低温系统(储热温度<200 ℃)，并采用Ebsilon软件进行了热力仿真稳态模拟。结果表明，在给定的边界条件下，高温及中温系统的CO2储电效率分别为69.32%、68.65%，稍低于空气储电效率(70.63%、70.27%)，但CO2储能密度分别达到11.15 kWh/m3、53 kWh/m3，高于空气储能密度(9.69 kWh/m3、24.12 kWh/m3)。在低温系统中，CO2储电效率64.13%高于空气储电效率62.96%，同时CO2储能密度26.58kWh/m3略高于空气储能密度25.94kW·h/m3。此外，压缩CO2储能将消纳大量的CO2，可降低碳捕获和存储过程的财务成本。

图2   压缩CO2储能系统原理

压缩CO2储能系统主要包括压缩过程、冷却过程、膨胀过程、加热过程、储气过程及储热过程，相应的设备有压缩机、膨胀机、冷却器、加热器、高低压储气罐、蓄热/冷罐。为了推动压缩CO2储能系统的发展，国内外学者对其进行了广泛研究，如张振涛团队综述了不同类型的压缩CO2储能系统，指出了不同系统的优势、不足及适用场景，并阐述了关键运行参数对系统性能的影响规律，总结了压缩CO2储能的关键技术和主要挑战。然而，上述文献主要对压缩CO2储能的热力系统进行论述，未有相关示范工程的介绍，也尚未对CO2的存储装置进行总结。因此，本文在总结国内外研究的基础上，对压缩CO2储能技术的工艺路线及示范工程、CO2存储装置进行现状分析，理清技术存在的难点并探讨未来发展趋势，明确后期应用研究重点，为压缩CO2储能的发展提供理论和实际应用支撑。

1 压缩CO2储能系统

1.1 系统构型

CO2物性相图如图3所示，临界点压力及温度分别为7.38MPa、30.98 ℃，三相点对应的压力及温度分别为0.52MPa、-56.56 ℃。在不同温度及压力下，CO2可呈现超临界状态、液态、气态及固态。依据高低压储罐内CO2相态，压缩CO2储能系统可分为低压罐超临界/高压罐超临界(S-CO2/S-CO2)储能、低压罐液态/高压罐超临界(L-CO2/S-CO2)储能、低压罐气态/高压罐超临界(V-CO2/S-CO2)储能、低压罐液态/高压罐液态(L-CO2/L-CO2)储能、低压罐气态/高压罐液态(V-CO2/L-CO2)储能。当储罐内CO2为超临界状态时，其压力及温度应在临界点之上；当储罐内有液态CO2时，储罐内CO2呈气液两相状态，则其压力为对应温度的饱和压力；当储罐内CO2为气态时，则需储罐压力小于储罐温度对应的饱和压力。

图3   CO2物性相图

对于上述5类储能系统，其典型流程及优缺点列于表1。为更好地论述相关系统性能，定义储能效率()为释能阶段的发电量与储能阶段的耗电量之比，表达式如式(1)。

式中，Edis、Echar分别为释能及储能阶段对应的电量；Wdis、Wchar分别为透平及压缩机的功率；tdis、tchar分别为释能及储能阶段对应的时长。此外，当储能系统采用变容积且压力恒定的储库时，储能密度可由式(2)计算。

式中，ED表示储能密度；Mc为释能阶段参与做功的CO2总质量；VH、VL分别表示高低压储库的体积；、则对应高低压储库内CO2的密度。

表1   压缩CO2储能系统分类及结构示例

当系统采用等容储罐时，储罐温度及压力将随着CO2充放过程往复变化，储罐体积大小则由参与做功的CO2总质量与充放前后的密度差决定，如式(3)所示。

从上述式子可以看出，在相同的系统运行边界下，采用恒压储库的储能密度要远高于采用恒容储罐的储能密度值。此外，储能密度不仅与CO2的密度及密度差有关，也与单位质量CO2的做功能力密切相关。

对于S-CO2/S-CO2储能，北京大学张兴荣团队基于储气库等压假设，在压力66~264 MPa范围内建立了图4(a)所示的二级压缩-二级膨胀S-CO2/S-CO2储能系统，稳态分析结果表明，超临界工况下CO2储能效率为71.41%，储能密度可达23 kWh/m3。进一步，张兴荣团队研究了图4(b)所示的L-CO2/S-CO2储能系统，在压力范围7.21~28.73 MPa的设计工况下，系统储能效率为59.98%，而储能密度仅有2.6 kWh /m3。相较于S-CO2/S-CO2系统，L-CO2/ S-CO2系统的压力较低导致储罐内CO2密度低，且透平运行温度低导致CO2膨胀做功焓差显著减少，这使得两类系统的储能密度差异巨大。此外，针对L-CO2/S-CO2，西安交通大学谢永慧团队基于低压端恒温液态存储、高压端等压超临界存储的方式，提出了耦合太阳能、废热等外部热源的L-CO2/S-CO2储能系统工艺，如图5所示。性能研究表明，该系统的储能效率为44.66%，储能密度为12.01 kWh/m3。

图4   基于二级压缩-二级膨胀的CO2储能系统

图5   耦合外部热源的L-CO2/S-CO2储能系统

针对V-CO2/S-CO2储能，华北电力大学郝银萍基于地下含水层等压储气库建立了图6所示的四级压缩-四级膨胀V-CO2/S-CO2储能系统，并利用地热能加热第一级透平进口前的高压CO2，省略了压缩机组的级后冷却器和膨胀机组的级前加热器。在此基础上，作者开发了系统的稳态热力模型，并研究了各热力参数对系统性能的影响规律，优化设计工况下系统的储能效率可达67.61%，储能密度为2.259 kWh/m3。为提高低压CO2储能密度，哈尔滨工业大学高建民团队提出了图7所示的三级压缩-三级膨胀吸附式压缩CO2储能系统，同时采用等温高压罐存储S-CO2。研究表明，设计工况下基于吸附剂Fe-MOR及沸石吸附低压CO2的储能密度可分别达12.11 kWh/m3、6.29 kWh/m3。

图6   耦合地热的四级压缩-四级膨胀V-CO2/S-CO2储能系统

图7   三级压缩-三级膨胀的吸附式V-CO2/S-CO2储能系统

针对L-CO2/L-CO2液态储能，青岛科技大学刘展等提出采用喷射冷凝循环得到低压液态CO2，并辅以电热储能提高系统储电容量，如图8所示。在等压储库假设下，作者建立了系统稳态热力模型，并进行了关键参数的影响分析，结果表明系统储能效率在50%左右。此外，大连理工大学鲍军江等通过两相膨胀制冷构建了图9所示的CO2等压液态储能系统，并进行了系统稳态热力参数分析及性能优化，结果表明，该系统往返效率可达54.67%，储能密度为11.85 kWh/m3。对于V-CO2/L-CO2储能，青岛科技大学刘展等在低压端分别采用常压柔性存储及吸附床储气方式，并提出了对应的三级压缩-三级膨胀CO2储能系统，如图10及图11所示。稳态热力分析表明，常压柔性存储的系统储能效率可达71%，储能密度为0.12 kWh/m3，而低压吸附床储气的系统储能效率最高可达68.79%，储能密度为17.44 kWh/m3。进一步，作者基于常压柔性存储，研究了固定容积高压储液及变容积等压储液(以水泵增压来保持CO2液体压力)两种方式下两级压缩-两级膨胀的储能系统性能，稳态分析表明，固定容积高压储液具有最高的储能效率71.54%及最低的储能成本0.1109 (美元/kWh)。

图8   耦合电热储能及喷射循环的L-CO2/L-CO2储能系统

图9   基于两相膨胀制冷的L-CO2/L-CO2储能系统

图10   基于常压柔性存储的三级压缩-三级膨胀V-CO2/L-CO2储能系统

图11   基于吸附床储气的三级压缩-三级膨胀V-CO2/L-CO2储能系统

在上述理论研究中，为便于压缩储能系统的热力建模，研究者多假设系统稳态运行，且CO2储罐温度及压力恒定，这导致所得储能密度及储能效率普遍偏高，且无法为CO2储能系统的变工况运行提供指导。因此，在未来工作中，应立足储气库的实际边界条件，结合压缩机、膨胀机及换热器等关键设备的运行特性，研究压缩CO2储能系统的准静态及动态特性，进而全面准确地掌握系统的运行规律。

1.2 示范工程

相比于丰富的理论研究，压缩CO2储能示范项目相对较少。在示范项目中，为减少CO2存储容积，降低系统成本，应尽量使高低压CO2液态存储。然而，在低压液态存储中，为防止低压罐干冰的出现，CO2液体压力应在1 MPa以上，这使得液态储能系统压比较低。因此，已有项目均是基于高压液态存储、低压常压柔性存储的V-CO2/L-CO2方案，这不但可以极大提高单位质量CO2的做功能力，也可以避免蓄冷器、两相膨胀机等部件的使用，使得系统流程简单，便于调控。

国内方面，2022年，东方电气、百穰新能源科技(深圳)有限公司及西安交通大学联合攻关，在四川德阳建成了全球首座10 MW×2 h压缩CO2储能工程化验证系统，如图12所示。该系统属于V-CO2/L-CO2储能，高压采用液态存储，而低压则采用常压柔性存储，储气库体积达25万立方米。在与飞轮储能联合运行下，系统储能效率可达55%。在此基础上，百穰新能源科技(深圳)有限公司、安徽海螺集团有限责任公司和西安交通大学进一步联合研发了图13所示的10MW×8h CO2储能示范系统，并于2023年底调试成功，实现了并网发电。2023年，张振涛团队领导的博睿鼎能公司基于V-CO2/L-CO2储能原理在河北省廊坊建成了百千瓦级液态CO2储能示范验证系统，如图14所示，并完成了系统调试。国际方面，2022年，意大利Energy Dome同样采用V-CO2/L-CO2储能技术在意大利撒丁岛建设了储能容量为2.5 MW/4 MWh的CO2储能项目，实现了CO2储能项目的商业运营，如图15所示。

2 CO2存储装置

在压缩CO2储能系统中，高低压CO2的存储是实现CO2压缩储电与膨胀发电错时运行的关键，直接决定着储能效率及储能密度。依据CO2存储相态及方式，相关装置主要分为地下咸水层、地下盐穴、柔性储气棚、吸附储气床、储气罐及储液罐，如表2所列。

表2   CO2存储方式及特点

2.1 咸水层储气、盐穴储气、柔性储气、吸附储气

对于地下咸水层储气，当CO2注入至地下含水层，井筒附近压力快速增加，含水层远处压力较小，在压力梯度驱动下CO2逐渐驱替含水层孔隙中的水；当抽采CO2时，井筒附近压力快速降低，含水层远处压力较大，在压力梯度驱动下含水层中的水反向驱替孔隙介质中的CO2。该储气方式适用于压力大于1 MPa的气态或超临界CO2存储，在此基础上，华北电力大学何青等构建了三级压缩-两级膨胀的跨临界压缩CO2储能系统、一级压缩-一级膨胀的超临界压缩CO2储能系统。基于咸水层储气库的等压条件，作者建立了稳态热力模型，分析表明，跨临界压缩CO2储能系统具有比超临界压缩CO2储能系统更高的往返效率及储能密度。虽然地下咸水层可基于地质压力实现高低压端CO2的等压存储，但该存储方式严重依赖于特殊地理条件，地质环境复杂，且CO2可溶于水，难以大范围推广。

盐穴储气基于地下腔体存储气态或超临界CO2，可适用于储能系统的高低压两侧。然而，该储气方式的最小运行压力需防止盐穴垮塌，而最大运行压力则需要防止CO2泄漏。通常，盐穴的最小压力在10 MPa以上，这就导致储能系统的压力较高，盐穴难以用于低压侧CO2存储。此外，由于盐穴体积固定，在储释能循环中，盐穴内的温度及压力将交替变化。如果变化过大，不仅不利于旋转机械的稳定运行，也会对盐穴周边的地质产生影响，导致地质灾害的发生。因此，盐穴CO2储气目前仅停留在理论研究，尚未在工程项目中得到应用。

柔性储气棚采用柔性可伸缩材料搭建气囊，以存储气态CO2。当CO2注入气囊时，气囊体积逐渐增大；当CO2排出气囊时，气囊体积逐渐减小。目前，该装置适用压力范围为0.1~1 MPa，但受限于材料及成本，一般用于常压气体CO2的等压存储，已在10 MW×2 h压缩CO2储能示范系统中得到了验证。同时，由于常压气体CO2密度较小，储气棚占地面积巨大。

吸附储气床的原理是采用沸石等吸附剂在低温下吸住CO2，在高温下解吸CO2，从而实现CO2的存储与释放，如图16所示。目前，吸附储气床可适用于储能系统的低压侧储气，一般压力范围在0.1~0.2 MPa。此外，针对吸附储气，哈尔滨工业大学高建民教授团队实验研究了沸石吸附低压CO2的可行性。结果表明，在储气温度25~57.6 ℃范围内，CO2的储气密度可达43.46 kg/cm3。然而，吸附储气涉及吸附及解吸过程，同时需要配置冷热源，流程复杂，且CO2储放速率难以满足大规模储能下CO2质量流量较高的要求。

图16   吸附储气床原理

2.2 储罐

对于CO2储气罐及储液罐，则采用压力容器存储气态或液态CO2，CO2分别以气态、液态进入或排出相应储罐，可适用于系统的高低压两端。对于储气罐，CO2的压力最高可达45 MPa，而对于储液罐，对应的CO2压力通常为1~7 MPa。此外，由于储罐体积固定，储罐内CO2压力及温度将随储释能过程往复变化。储气罐体积与CO2充放过程的密度差直接相关，故增大储能系统滑压范围可有效减小罐体积。

针对储气罐，现有研究多集中在以空气为工质的储气罐。陈海生团队将空气视为理想气体，导出了储气库压力及温度变化率的预测表达式，进而建立了先进绝热压缩空气储能系统模型。在压缩空气储能研究中，现有文献多采用理想气体多变过程指数来关联储气库温压的变化。对于压缩CO2储能，美国能源部Phuoc和Massoudi研究了气体CO2充注过程中给定体积的圆柱形储罐内CO2温压变化，得到了不同散热条件及几何尺寸下储罐温压随时间的变化曲线。结果表明，在设定的低压下，气体CO2的充注过程可以采用指数为0.995的多变过程模拟。然而，随着储气压力升高，CO2性质将显著偏离理想气体，多变过程难以准确描述。

对于储液罐，罐内CO2呈气液两相状态。由于气液密度差较大，同等储能容量下储液罐体积远小于储气罐体积。相比于气体CO2，液体CO2比热容较大，故充放电过程中储液罐压力及温度波动范围小，有利于保持储能系统的稳定运行。然而，CO2临界温度为31 ℃，低压侧CO2的液化必然需要借助蓄冷等方式实现。同时，在CO2液态储能中，气液两相随着充放电过程不断交替地进行着传热及传质，使得储液罐的热力行为难以准确描述。

3 发展趋势

3.1 耦合压缩CO2储能的多能系统

压缩CO2储能系统涉及冷热电及压力能等多种能源形式，既可利用外界冷热源提高系统效率，也可与其他热力系统相耦合以满足负荷侧多样的用能需求。例如，面向风力发电及机舱余热，上海海事大学张源团队基于跨临界压缩CO2储能，将压缩热用于供热，将余热用以再热膨胀CO2，同时将高压CO2节流降温用以制冷，构建了CO2冷热电储联供系统，并进行了热力性能分析。结果表明，在设计工况下联供系统的能量系数达1.19。进一步，该团队通过耦合压缩CO2储能、卡琳娜循环及LNG冷源建立了低温储能系统，并进行了热力性能稳态分析。结果表明，在基本工况下，所提系统的储能效率为59.38%，储能密度可达6.32 kWh/m3。东南大学孙黎团队针对两级压缩-两级膨胀的液态CO2储能，引入光热提高膨胀机进口处CO2温度，同时利用压缩热驱动有机朗肯循环发电。热力分析表明，相比于传统CO2储能系统，该系统可将㶲效率提高16%，储能密度提高10.53 kWh/m3。

综上，耦合压缩CO2储能的多能系统可以满足冷热电储等多种需求，不但实现了不同能源形式间的高效转换及合理利用，也实现了系统关键部件的共用，降低了总体成本。因此，在未来的负荷侧储能，应结合用能需求，大力发展耦合压缩CO2储能的多能系统，开展多能系统的耦合设计理论与调控方法研究，并在初步的稳态理论分析基础上研究多能系统的非设计及动态特性，以进一步在实际工业园区内完成多能系统的集成验证。

3.2 压缩CO2混合工质储能

为解决压缩CO2储能系统中CO2难以液化、低压液态CO2储罐容易结冰的问题，可向CO2引入有机工质，以主动改进CO2热物性。与CO2相比，有机工质与CO2组成的混合工质具有如下优势：

（1）CO2混合工质的临界温度更高，可轻易在环境温度附近冷凝，如图17所示，这将使得高压储液罐温度相对较高，气液密度差较大，有利于减小储液罐体积；

图17   基于两级压缩-两级膨胀的CO2混合工质液态储能温熵曲线

（2）在相同的饱和温度下，CO2混合工质的压力较低，如图18所示，这将使得低压储液罐的压力较低，有利于提高系统的压比。同时，有机工质的引入将有利于避免CO2低压液态罐内干冰的形成。

图18   不同质量分数下CO2混合工质的饱和温度-压力特性

（3）由于有机工质与CO2的蒸发特性具有显著区别，故CO2混合工质在不同相变压力下均具有温度滑移特性，如图17所示，这将使得CO2蒸发或冷凝换热器具有更好的温度匹配，可减少换热㶲损失。

针对压缩CO2混合工质储能系统的热力性能，国内研究者进行了初步探索。青岛科技大学将6种CO2混合工质(CO2/R32、CO2/R1270、CO2/R290、CO2/R161、CO2/R600a、CO2/R600)应用于两级压缩-两级膨胀的储能系统，实现了高低压罐液态存储，并分析了系统的稳态热经济性。结果表明，在所考虑的CO2混合工质中，CO2/R32(0.85/0.15，质量分数)具有最高热经济性，储能效率及密度分别为60.12%、14.19 kWh/m3。此外，为提高电厂的运行灵活性，西安交通大学将两级压缩-一级膨胀的CO2混合工质储能与火力发电厂相结合，分析了5种CO2混合工质(CO2/R290、CO2/R161、CO2/R32、CO2/R600、CO2/R600a)的系统稳态性能。结果表明，相比于纯工质CO2，CO2混合工质在较高环境温度下可提高储能系统的热力性能。

综上，相比纯工质CO2，CO2混合工质更易实现液态储能，同时还可通过优选有机工质对系统运行参数进行优化，提升系统储能效率。因此，在后续研究中，应重点关注压缩CO2混合工质储能系统。基于CO2混合工质的物性特点，需重新构建相适应的系统流程，研究CO2混合工质在储释能过程中储液罐内气液两相参数的变化规律，揭示不同工况下高低压储罐的充液机理及气液排放特性，并进行相应的系统运行参数优化及CO2混合工质优选。

4 结 论

压缩CO2储能通过电能、压力能、热能等能量的相互转换，实现能量的存储与释放，已得到国内外研究机构的广泛关注。本文从储能系统构型及示范、CO2存储装置两方面论述了压缩CO2储能的研究现状，指出了现有研究的不足。在此基础上，本文进一步指出了CO2储能系统的发展趋势，即耦合压缩CO2储能的多能系统及压缩CO2混合工质储能。相关结论如下。

（1）针对压缩CO2储能系统，现有理论研究多是稳态分析，未来应重点结合关键部件的运行特性，全面考察系统的动态性能。目前，压缩CO2储能实验验证系统较少，已有示范项目多是采用高压液态存储-低压常压柔性存储的技术方案。该方案的低压柔性储气库占地面积巨大，未来应探索更多热经济性好的压缩CO2储能方案。

（2）CO2存储装置主要分为地下咸水层、柔性储气棚、吸附储气床、储气罐及储液罐。地下咸水层及吸附储气床尚难以应用于实际工程，而柔性储气棚体积大。对于CO2储罐，可适用于高低压两侧，未来研究应结合CO2实际物性，揭示充放电过程中储气罐及储液罐内热力参数的分布及变化。

（3）压缩CO2储能系统存在多种能源形式，未来应加快发展耦合压缩CO2储能的多能系统，并在理论研究的基础上完成工业园区内多能系统的集成验证。此外，为防止低压液态CO2存储形成干冰，增大系统压力，未来应关注压缩CO2混合工质储能系统，并优选CO2混合工质，揭示系统运行规律，完成运行参数优化。