燃气轮机具有启动速度快、发电效率高、调峰能力强等优势，且其转动惯量大，有利于维持电力系统稳定性，在基础电力供应、调峰和分布式能源中应用广泛，是我国新型电力系统的重要支撑之一^[1]。对于使用天然气的燃气轮机，其碳排放强度不到煤电的一半，未来还可通过掺氢或纯氢燃烧，推动风、光等新能源制氢的大规模发展^[2]。

燃气轮机系统采用简单布雷顿循环，其系统包括压缩机、燃烧室、涡轮机、发电机等，压缩机将大气压缩后送入燃烧室并被注入其中的燃料燃烧加热形成高温燃气，燃气再进入涡轮机膨胀做功，并驱动压缩机和发电机^[3]。通常，涡轮机输出功率的一半以上用于驱动压缩机，剩余的功率用于驱动发电机。如果将燃气轮机中同时进行的压缩机的压缩过程与涡轮机的膨胀过程解耦，比如利用无法消纳的新能源电力或谷电驱动压缩机以获取压缩空气，并将其储存，需要调峰的时候再将压缩空气释放出来提供给燃烧室和涡轮机进行发电，那么涡轮机的输出功率全部用于驱动发电机发电，即调峰功率翻倍，或者说仅用约一半的燃料即可获得同等的发电功率^[4]。

压缩空气储能是根据燃气轮机原理发展起来的。德国Huntorf和美国McIntosh两座商业化压缩空气储能电站于二十世纪下半叶先后问世^[5-6]。近年来，科研人员又在此基础上，通过取消燃烧室、回收并储存压缩热，发展绝热式压缩空气储能，我国已建成多座百兆瓦以上等级的示范电站^[7-9]。

现有的压缩空气储能技术的不足之处主要是储能效率不够高，显著低于抽水蓄能和锂电池储能，导致这种状况的因素除了透平机械、换热器和储热装置的不可逆损失外，还有一个重要的原因是定容储气变压运行方式的影响^[10]。郑开云等^[11]提出了一种双工质气体压缩储能系统和恒压储气变容运行方案，使得较低压力下的储气具备应用优势。当储气压力与燃气轮机工作压力相当时，即可直接与燃气轮机耦合，并借助燃气轮机的高效率优势，使双工质气体压缩储能系统的储能效率得到有效提升。

有鉴于此，本文提出了基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统，分析其储能效率潜力，并对工程可行性进行研究。

双工质气体压缩储能系统，是将压缩空气储能与压缩CO₂储能结合，两者共享恒压的双工质储气库^[11]。在此基础上，引入燃气轮机系统，并且将燃气轮机的压缩过程和膨胀过程解耦，从而获得如图1所示的基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的总体流程。

图  1  基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统总体流程

Figure 1.  Overall process of gas turbine-based binary cycle gas compression energy storage system

图1的系统包括空气回路、CO₂回路和双工质储气库。空气回路为开式循环，采用间冷和回热的燃气轮机系统，空气压缩机分为低压空气压缩机和高压空气压缩机两部分，其排气温度较高，通过换热器回收并用高压水储热，涡轮机排气由双工质储气库空气腔排出的压缩空气回热。CO₂回路为闭式循环，采用间冷压缩，CO₂压缩机分为低压CO₂压缩机和高压CO₂压缩机两部分，排气温度不高，通过换热器回收并用常压水储热，利用CO₂临界点（30.98 ℃/7.38 MPa）的物性^[12]，高压CO₂冷凝液化过程利用从周围环境中获取的冷量，冷凝后的CO₂液体可由增压泵进一步提高压力并储存，CO₂膨胀机的进气回热由空气回路的高压水储热提供热量，常压水储热、CO₂膨胀机排气余热以及系统内其他余热共同用于储液罐输出的液体CO₂的气化，不需要额外的外部热量。双工质储气库的外层为常规的压力容器结构，其内部采用内置隔膜分隔成空气腔和CO₂气腔，内置隔膜可自由舒张和收缩，空气腔与空气回路连通，CO₂气腔与CO₂回路连通，空气腔与CO₂气腔的压力相等并在运行过程中保持恒压^[11]。本文双工质储气库的压力即为燃气轮机的工作压力。

基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的运行过程如下：

初始时系统处于能量放空状态，双工质储气库空气腔处于无气状态且CO₂气腔充满给定储气压力的CO₂气体，并使内置隔膜处于近乎完全收缩状态。

储能阶段包括同时进行的空气压缩储气过程和CO₂压缩液化过程：环境空气经电动机驱动下的低压空气压缩机和高压空气压缩机压缩后，转换的高压空气储存至空气腔，期间利用空气/水换热器回收压缩热并储存于高压热水；与此同时，电动机驱动低压CO₂压缩机和高压CO₂压缩机将来自CO₂气腔的CO₂压缩至液化压力，期间利用CO₂/水换热器回收压缩热并储存于常压热水，再将CO₂冷凝液化后泵入储液罐。储能过程中，双工质储气库始终维持恒压，内置隔膜由收缩状态逐渐舒张，直至空气腔充满压缩空气，CO₂气腔全部放空。

释能阶段包括同时进行的液体CO₂气化膨胀过程和压缩空气释放膨胀过程：高压液体CO₂从储液罐输出并经气化和回热后，输入至CO₂膨胀机发电，膨胀降压至储气压力的CO₂释放余热后输入CO₂气腔；空气腔输出压缩空气经回热器加热后进入燃烧室燃烧加热，再进入涡轮机膨胀发电，膨胀至大气压后再经回热器排放至大气环境。释能过程中，双工质储气库始终维持恒压，内置隔膜由舒张状态逐渐收缩，直至CO₂气腔充满压缩CO₂气体，空气腔全部放空。

考虑百兆瓦级的中等规模储能电站，基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统可与工业型或重型燃气轮机耦合。

本文参考西门子的非绝热压缩空气储能解决方案，相关介绍资料的案例中配置的是SGT-800燃气轮机^[13]，见图2。原西门子SGT-800（50 MW版）燃气轮机为单轴结构，简单循环输出电功率49.9 MW，转速6600 r/min，压比19.8，排气质量流量124.7 kg/s，排气温度560 ℃^[14]。图2中的燃气轮机保留原燃气轮机的燃烧室和涡轮机部分，不带压缩机部分，如图2方框所示。

图  2  西门子非绝热压缩空气储能解决方案的膨胀机组配置

Figure 2.  Expansion train of Siemens diabatic compressed air energy storage solution

双工质储气库的工作压力选约2 MPa.a，与燃气轮机的压比相适应。

空气回路的低压空气压缩机压比约5，高压空气压缩机压比约4，可采用轴流+轴流、轴流+离心或离心+离心等机型，两段空气压缩机采用同轴布置配置一套电动机，空气压缩机与电动机转速相同，中间不配置齿轮箱。轴流式燃气涡轮机配置一套减速齿轮箱和发电机。

CO₂回路的低压CO₂压缩机压比约2.2，高压CO₂压缩机压比约1.8，可采用离心+离心的机型，压缩至约8 MPa.a，两段压缩机同轴布置，压缩机与电动机转速相同配置一套电动机，中间不配置齿轮箱。压缩机出口CO₂经液化后再由增压泵压至约10 MPa.a，输入储液罐储存，增压压力不宜过高以控制储液罐成本，同时避免过高压力的跨临界膨胀机的成本和技术难度^[15]。轴流式或向心式CO₂膨胀机与电动机转速相同配置一套发电机，中间不配置齿轮箱。

根据参考文献^{[11, 16]}，选取设备性能参数，主要包括透平机械和换热器，其中透平机械相关性能参数见表1。其他次要设备能耗对系统影响很小，忽略不计。

储能过程时长6 h，释能过程时长4 h。按表1参数，运用REFPROP数据库中的干空气和CO₂物性数据，对系统额定工况下的储能效率、能量密度及其他技术指标进行计算。

通过热力学分析计算，得到上述双工质气体压缩储能系统额定工况下流量、温度、压力等关键状态参数，以及透平设备做功参数，相关数据列于表2。表2中的数据也给出了换热温差和压损的情况。涡轮机进气温度取1 300 ℃。涡轮机排气质量流量比空气质量流量高大约2%。空气回路冷、热罐水温分别取20 ℃和200 ℃，CO₂回路冷、热罐水温分别取20 ℃和75 ℃。储液罐内液体CO₂的储存温度取30 ℃。

基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的储能效率为^[17]：

式中：

η_es ——储能效率（%）；

E_t ——发电过程总输出电量（kWh）；

E_f ——发电过程输入燃烧热量（kWh）；

η_gt ——燃气轮机循环发电效率（%）；

E_m ——储能过程输入电量（kWh）。

其中，（E_f·η_gt）为输入燃烧热量通过该燃气轮机单独发电可产生的电量。燃气轮机循环发电效率，参考SGT-800，其简单循环发电效率39.4%^[14]，燃气-蒸汽联合循环发电效率57.7%^[14]，这里取后者代入式（1）。所以，式（1）中的分子（E_t−E_f·η_gt）为基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统在发电过程中总输出电量扣除输入燃烧热能通过该燃气轮机联合循环发电可产生的电量，此差值即为气体压缩储能贡献的电量。

从表2的结果可见，如果将基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统视为一种燃气-CO₂联合循环，则发电效率仅为45.25%，远低于燃气-蒸汽联合循环或燃气-超临界CO₂联合循环^[18]。当式（1）中的燃气轮机循环发电效率取45.25%，则储能效率约100%，说明储能过程完成压缩空气储存、高压CO₂储存的功能，且在发电过程等压释放，几乎没有能量损失。反之，当燃气轮机循环发电效率的损益摊给储能效率时，由式（1）求得的储能效率降至约80%。

抽水蓄能的综合储能效率为75%，最高储能效率可达80%以上，锂电池储能效率可达85%以上^[19]。基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的设计工况储能效率约为80%，达到抽水蓄能的水平，低于锂电池储能的水平，高于已报道的绝热式压缩空气、压缩CO₂、双工质气体压缩储能效率（约70%）^[11]。可见，基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的储能效率远高于现有的气体压缩储能，主要是得益于双工质气体压缩储能循环与燃气轮机循环的耦合作用。一方面，空气回路的功能可视为储存压缩空气并为燃气轮机供气，其能量损失仅发生在空气压缩过程，空气腔恒压释放压缩空气，输送至燃气轮机的过程几乎没有能量损失，压缩空气膨胀发电过程的能量损失均由燃气轮机承担，而燃气轮机通过回热器利用排气预热进气，避免了排气热量损失；另一方面，CO₂回路虽然在压缩过程有能量损失，但是在发电过程中充分利用所储存的空气压缩热量和CO₂压缩热量进行发电，增加发电量，也避免压缩热量损失。

基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的储能能量密度近似为：

式中：

D_es ——储能能量密度（kWh/m³）；

V_g ——储气库容量（m³）；

V_l ——储液罐容量（m³）。

式（2）也同样地扣除燃烧热能贡献的电量，只考虑气体压缩储能贡献的电量。

由表2可见，基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的能量密度为2.86 kWh/m³，其能量密度高于抽水蓄能（0.5～2 kWh/m³），但远低于锂电池储能（100～500 kWh/m³）^[20]。

德国Huntorf压缩空气储能电站的储气库工作压力为4.6～6.6 MPa.a，美国McIntosh压缩空气储能电站的储气库工作压力为4.5～7.4 MPa.a，两者均采用地下盐穴储气库，为定容变压运行方式^[4-6]。相比之下，本文提出的基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的储气压力等于燃气轮机的工作压力，压力较低，且为恒压储气变容运行方式，储气库既可采用地面压力容器，也可采用非硬岩地质条件的常规地下人工硐室，储气库建设完全避免依赖地理条件^[21]。双工质储气库的压力容器为成熟工业产品，内置隔膜为柔性气膜材料制成，广泛应用于工业和建筑领域，以及用于CO₂储能系统的储气仓，也属于成熟技术，两者为简单的组合结构，不存在技术难题^[22]。

基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统中，最关键的设备为燃气轮机，且与压缩机解耦，保留原燃烧室和涡轮机。针对储能用途，比较适合选用简单循环的容量50～80 MW等级的单轴燃气轮机，包括：通用电气6F、安萨尔多AE64.3A、西门子SGT-800、东方电气G50等小F级燃气轮机。其他的透平机械、换热器、储罐等设备也均未突破已商业运行的气体压缩储能电站的设备参数。系统的工艺流程比较简单，原理与常规气体压缩储能相同，可视为空气回路与CO₂回路的级联组合。得益于双工质储气库的缓冲作用，系统的状态波动平缓，便于通过流量、压力、温度等参数进行过程控制。

根据前文表2的数据，双工质储气库容积约7.35×10⁴ m³，若采用地面布置的钢制球罐，可判断双工质储气库区域占地面积约1.33 hm²，整个储能电站的总占地面积不超过3.33 hm²，适合全部地面布置，以便于分布在工业园区等场景。

因此，整个系统的集成具备良好的工程可行性。由于系统是基于燃气轮机循环，所以本身也可以独立发电，发挥类似于燃气轮机联合循环的功能。

以本文所研究时长4 h的百兆瓦级（约121 MW×4 h）基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的数据为例（表2），通过咨询有关设备制造企业及工程公司，按新建储能电站，进行分模块造价估算，并考虑适当余量，结果如下：

1）空气回路参考基于天然气燃料的50 MW燃气轮机，单位造价约4500元/kW，空气回路总造价约2.250亿元。

2）CO₂回路，按CO₂膨胀发电功率的单位造价估计约2000元/kW，CO₂回路总造价约3700万元。

3）双工质储气库，采用钢制球罐内置隔膜，单位造价约2200元/m³，总造价约1.617亿元。

4）储液罐单位造价约7000元/m³，总造价约3750万元。

5）储热装置按热功率的平均单位造价约350元/kW，总造价约1620万元。

所以，整个电站的总造价4.774亿元，折算到121 MW发电功率的单位造价约3940元/kW或985元/kWh。

另外一种算法，如果扣除相当于燃气轮机联合循环的空气回路和CO₂回路，储能部分仅包括双工质储气库、储液罐和储热装置，则储能部分（仅考虑气体压缩储能贡献的电量约56 MW×4 h）的总造价约2.156亿元，折算到56 MW发电功率的单位造价约3830元/kW或960元/kWh。

两种算法得到的单位造价基本接近。

以上数据表明，基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的造价水平显著低于抽水蓄能，略低于盐穴压缩空气储能，但高于锂电池储能。

未来随着燃气轮机产业趋于成熟，特别是燃气轮机自主国产化的拉动作用，机组的造价将会有大幅降低。同时，双工质储气库的大量用钢需求和隔膜材料需求，会驱动相关材料技术进步和降本。因此，在规模化建设的条件下，基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的单位造价有望与锂电池储能持平，特别是对于长时储能应用场景，时长越长，其单位造价就越能显现出竞争力。

基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统避免了复杂的厂址条件，但是配套的燃料条件和核心机设备是需要重点考虑的因素。我国的天然气基础设施日益完善，互联互通水平显著提升，储气设施建设加快推进，“全国一张网”基本形成，天然气管道里程1.24×10⁵ km，未来还将加速天然气与新能源融合发展^[23]。同时，我国燃气轮机技术不断突破国外垄断，G50、太行110等型号国产重型燃气轮机已投放市场，成功完成自主研制300 MW级F级重型燃气轮机首台样机。这些有利条件可确保基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统的应用不受任何限制。贴近高载能工业，包括传统冶金、化工、建材等产业，以及新兴的汽车、光伏、数据中心等产业，进入工业园区和负荷中心，利用现有的天然气供给设施，布置中等规模的分布式储能电站，是最有优势的应用模式。进一步地，未来通过配置大容量的重型燃气轮机，可建设服务电网的大型集中式储能电站，以及结合氢储能建设服务新能源大基地的共享式储能电站。

相比抽水蓄能、锂电池储能和压缩空气储能等现有储能方式，基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统更为灵活、安全、可靠和连续，所以其潜在的应用场景将会更加广泛、综合效益更加优越。

基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统耦合燃气轮机和双工质气体压缩储能系统，具有电力储能和调峰发电的功能，通过空气回路和CO₂回路协同运行实现电力储能，并通过燃气轮机发电和CO₂膨胀发电联合实现调峰发电。双工质储气库的空气腔供给燃气轮机发电所需的压缩空气，从而使燃气轮机运行时不进行压气过程，输出功率全部用于驱动发电机发电。CO₂膨胀过程利用系统所回收的空气压缩热量发电，提升发电功率。

与50 MW级工业燃气轮机耦合，可构建发电时长4 h的百兆瓦级基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统，设计工况下总的发电功率121 MW，约为燃气轮机联合循环发电功率的1.7倍（相当于减少燃料用量40%），气体压缩储能贡献的发电功率56 MW，储能效率约80%，达到抽水蓄能效率水平，高于常规气体压缩储能，但低于锂电池储能。

现有的燃气轮机和气体压缩储能技术提供了基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统集成所需的设备和运行经验，具有良好的工程可行性，初步估算的系统造价水平介于抽水蓄能和锂电池储能，略低于盐穴压缩空气储能。

对于天然气、氢能等燃料资源丰富的地区，可将基于燃气轮机的双工质气体压缩储能系统应用于高载能工业、新能源基地和电网等储能场景，结合气电发展规划，建设这种类型的储能调峰电站，以弥补抽水蓄能选址限制或锂电池储能安全风险，具有良好的商业竞争潜力。