在"双碳"目标（碳达峰、碳中和）的战略引领下，中国开启了能源转型的宏观战略。截至2024年底，全国累计发电总装机容量33.5亿kW新手配资，其中风电装机容量5.2亿kW，同比增长18.0%；太阳能发电装机8.9亿kW，同比增长45.2%；以风电、太阳能发电为主的新能源装机总量突破14.1亿kW，占总装机容量的42%。按照国务院《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号）[1]要求，我国已提前6年完成“碳达峰”行动新能源装机目标。
然而，新能源装机规模的快速扩张给电力系统带来了较大的技术挑战。首先，风光发电固有的随机性、间歇性和波动性特征，叠加我国"三北地区富集、东南沿海紧缺"的新能源分布格局，导致电力系统调节能力持续承压。其次，据国家电网2024年运行报告显示，新能源富集区域弃风弃光率仍维持在5.2%的较高水平。为应对这些挑战，国家发展改革委员会最新出台的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》[2]明确提出，应“重点推进压缩空气储能、二氧化碳储能等新型储能技术的规模化示范应用”，这标志着我国能源转型已进入系统灵活性提升的关键阶段。
目前，长时储能电站一般首选抽水蓄能电站，抽水蓄能电站凭借其与新能源发电适配性强、联合运行效果好的独特优势，在新型电力系统中扮演着不可或缺的角色。截至2024年底，全国抽水蓄能电站已建总装机5 868万kW，新型储能累计装机7 376万kW，抽水蓄能占总储能电站的44%，首次低于50%。然而,抽水蓄能应用广泛，但受上库、下库高差和水资源条件制约，建设周期长、初期投资大，西北一些“沙戈荒”区域很难有适宜的资源匹配。
展开剩余94%同样能长时、大规模储能的还有压缩空气储能技术，其技术优势体现在储能容量规模大、建设周期较短、运行寿命长等，但其巨量的高压空气储存需要借助地下洞穴、盐穴、岩层等特殊的地理环境，储能密度较低，压缩机体型较大，这些都制约着压缩空气储能大规模的应用。
为提高压缩空气储能的效率与能量密度，近年来，国内外学者提出了以二氧化碳为工质的二氧化碳储能(CES)系统。相较于空气(临界点：3.77 MPa，-140.5℃)，二氧化碳的临界点(7.38 MPa，31.1℃)更易实现，且超临界二氧化碳具有优良的热力学性质[3]，故二氧化碳储能相对于压缩空气储能有一定的技术经济优势。Zhang等[4]基于跨临界二氧化碳储能系统展开研究，并对系统进行了能量分析。李玉平[5]发现以液态存储时系统可以获得最高的能量密度。Zhang等[6]提出了一种高压侧液化储气的新型压缩二氧化碳储能系统。
本文系统总结了二氧化碳储能（CES）系统的特点和优势，详细论述了其工作原理，提出了储能电站的主要技术指标，并对CES系统进行了技术分类，最后推荐了二氧化碳的最佳存储状态和存储压力。通过深入分析二氧化碳的来源、捕捉方法及其不同特性，研究CES电站储能系统的关键技术，提出了系统优化的重点方向，并在实际工程中进行了应用和推广。本研究还拓展了二氧化碳储能系统的应用规模和范围，为新疆提供安全、长时、环境友好的新型储能示范工程，具有巨大的经济、环境和社会效益。
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二氧化碳储能技术原理
1.1 工作原理
二氧化碳储能释能过程如图1所示。在储能过程中，低压储罐中的二氧化碳工质首先进入压缩系统，通过电力驱动压缩机进行多级压缩，使二氧化碳工质压力升高并伴随温度上升；压缩后的高温高压二氧化碳进入储热系统进行热量交换，其热能由储热介质吸收储存；随后，经过冷却的高压二氧化碳工质经冷凝后储存于高压储液罐中。在此过程中，电能被转化为热能（储存于储热系统）和压力能（储存于液态二氧化碳中），完成能量储存。
在释能过程中，储存在高压储液罐中的二氧化碳工质通过水系统蒸发后进入换热系统，经加热蒸发为高压气态工质，随后形成高温高压的二氧化碳，该气体经膨胀机膨胀对外做工，带动发电机进行发电。完成做功后的低温低压二氧化碳工质返回低压储存系统，实现工质循环。在此过程中，储存的热能和压力能通过热力循环转化为电能，完成能量释放。
1.2 技术特点
二氧化碳储能具有独特的技术特点和优势。
（1）储能密度高。二氧化碳的临界温度为31.1℃，临界压力为7.38 MPa，在常温下，通过适当加压即可达到超临界状态。与传统的压缩空气储能技术相比，二氧化碳储能系统的储能密度可提高数倍，大大减小了储能设备的体积和占地面积，降低了建设成本。
（2）系统效率高。在储能阶段储存起来的压缩热量，在释能阶段用于加热二氧化碳，减少了额外的加热能消耗，提高了能量转换效率。二氧化碳储能系统的设计效率最高可达75%以上，实际运行效率也能达到60%~70%，远高于一些传统储能技术。
（3）响应速度快。二氧化碳储能系统的充、放电过程是通过气体的压缩和膨胀来实现的，可以在毫秒级时间内完成功率的调节，快速响应电网的负荷变化，为电力系统提供高效的调峰、调频服务。
（4）长寿命、低成本。二氧化碳储能系统的寿命可超30 a，在使用期限内循环次数大概在10 000次。全寿命期的度电成本最低可达0.2元，同时，其维护成本也比较低。
（5）环境友好、安全级别高。二氧化碳储能是一种无毒、不可燃、化学性质稳定的气体，无燃烧爆炸风险，无二次污染，对环境友好，还可与碳捕集与封存（CCS）技术相结合，实现二氧化碳的循环利用。
（6）适用范围广。压缩后的高密度液态二氧化碳可以用罐体直接储存，成本较低，减少对地理条件的依赖；二氧化碳储能在压缩机和膨胀机功率确定的情况下，只需增加储气库的容量即可实现平滑扩容；二氧化碳储能可以与风光大基地、源网荷储项目进行配套，也可以耦合火力发电厂、水泥厂等产生二氧化碳的工厂。
1.3 主要技术指标
二氧化碳储能电站的主要技术指标中，循环效率(RTE)、储能密度(ESD)、净电效率（NEE）是最重要、最能反映系统储能特性的评价指标[7]。
RTE为储能时系统输入电能和释能时系统输出电能之比，也称为毛效率，表达式为
式中，Wout为发电机输出电能；Win为压缩机输入电能。
ESD为系统输出电能和储存设备总容积之比，表达式为
式中，VH为高压储罐容积；VL为低压储罐容积。
NEE为一个储释能循环内，发电量和释能阶段厂用电的差值与压缩机耗电量和压缩阶段厂用电和的比值，表达式为
式中，Ec为压缩阶段厂用电；Er为释能阶段厂用电。
1.4 关键设备
二氧化碳储能电站的能量流动系统错综复杂，主要包括压缩机、膨胀机、换热设备、低压储气仓、高压储液罐、发电机等设备[8]。
1.4.1 压缩机
压缩机是二氧化碳储能系统的关键设备之一，压缩机的性能对系统至关重要。压缩过程采用多级加压，通常配置成组的低、高压压缩机。低压压缩机多采用多级轴流式压缩机，主要由进气室、进气缸、压缩机缸、排气缸、静叶持环、轴承箱、转子以及动静叶片等组成。高压压缩机多采用多级离心式压缩机，主要有进气缸、叶轮、隔板、转子、轴承箱等组成。低压、高压压缩机配有专用电动机，电动机通过齿轮箱连接压缩机。
1.4.2 膨胀机
膨胀机也是压缩空气储能系统的关键部件之一，轴流式透平适用于大流量、高转速工况，气体沿轴向流过叶片，推动叶片旋转，具有较高效率与功率输出，广泛应用于大型二氧化碳储能系统。透平膨胀机多采用单轴、单缸、一次再热、轴向排气结构，主要由气缸、阀门、排气缸、轴承箱、静叶持环、转子以及动静叶片等组成。
1.4.3 换热设备
二氧化碳压缩系统的换热设备配置预热器、级间冷却器、级后冷却器、冷凝器，每列压缩机对应一组换热设备。预热器用来预热进入压缩机的二氧化碳；级间冷却器用来冷却低压压缩机排出的二氧化碳，同时移取压缩时产生的热能；级后冷却器用来冷却高压压缩机排出的二氧化碳，同时移取压缩时产生的热能；冷凝器用来将二氧化碳由气相冷凝为液相。
二氧化碳释能系统的换热设备包括蒸发器、过热器及再热器。蒸发器用来将液相二氧化碳气化；过热器用来将高压低温二氧化碳气体进行加热，推动高压透平做功；再热器用来将高压透平出口的低温二氧化碳气体加热，推动低压透平做功。
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二氧化碳储能技术分类
2.1 按照储存状态划分
二氧化碳储能系统根据储存状态主要划分为气态和液态。气态储能密度小，需要配置大体积的储存装置。液态存储可大幅度提高储能密度，降低对地理条件的依赖，减少工程投资，但需要增加液化冷却和气化加热设备，增加了系统的复杂性，会导致系统额外消耗能量[7]。目前主流二氧化碳储能的技术路线主要有3种组合，如表1所示。
二氧化碳相比空气更容易液化和实现超临界，但二氧化碳储能系统需同时设置高压和低压气体储存装置。ZHANG等[6]学者对3种组合开展了研究，组合1储能效率和密度取决于高压存储的压力值；组合2储能效率约60%，储能密度8 kW•h/m3；组合3储能效率约56%，储能密度36 kW·h/m3。
在超临界状态下，高压侧二氧化碳液化温度在31.4℃以下，较易实现液化和气化，采用常温区内的冷热量即可实现液化或气化的转化；而低压侧二氧化碳液化所需冷量温度均处于0℃以下，换热条件很难实现[7]，且增加了设备投入，加大了能量损失。
因此，在二氧化碳储能电站设计中，应综合考虑储能和释能压力、高低压端储存状态、储能密度，经技术经济比较后权衡确定[7]。目前国内已建在建的二氧化碳储能项目多采用组合2方式，即低压端采用常压气态储存方式，高压端采用液态储存方式。
2.2 按照储能压力划分
根据二氧化碳储能压力不同可分为跨临界二氧化碳储能系统（TC-CES）和超临界二氧化碳储能系统（SC-CES）2种类型。刘辉[9]的研究明确了二者的界定标准，当二氧化碳温度高于31.1℃且压力高于7.38MPa时即进入超临界状态，此时二氧化碳展现出兼具气体与液体的双重特性,其密度与液体相近，能够在相对较小的空间内储存更多质量的物质，而黏度却与气体类似，在流动过程中受到的阻力较小，能够更顺畅地在系统中循环，其扩散系数约为液体的100倍，这一特性赋予了它优良的传热传质性能。
此外，多位学者还研究了2种系统的性能差异。Zhang等[4]研究得出，跨临界系统的储能效率为60%，能量密度为2.6 kW·h/m3，超临界系统的能量密度为23 kW·h/m3，储能效率可达到70%。
从储能效率和能量密度来看，超临界系统明显优于跨临界系统，但跨临界二氧化碳储能低压侧二氧化碳压力较低，采用多级压缩和多级膨胀设计后，有效减少单了机压缩和单机膨胀下大压差运行造成的能量损失，有助于大规模开发建设。超临界二氧化碳储能系统双侧储罐压力较高，在高温高压环境下二氧化碳具有一定的腐蚀性，对高低压储罐的材料提出了极高的要求。超临界二氧化碳储能系统中的压缩机、膨胀机等关键设备，需要在高温、高压和高转速的极端工况下运行，对设备设计与制造工艺提出了极高的要求。
因此，超临界二氧化碳储能系统目前仅处于理论研究、对比分析阶段，其开发建设难度巨大，现阶段推荐选择跨临界二氧化碳储能系统[10]。
2.3 按照储存方式划分
根据储气方式，二氧化碳储能系统可以分为地面储能和地下储能2种开发模式。地面储能低压端以储气仓、高压端以储气罐作为储气装置；地下储能是以既有的矿洞、盐穴或开挖地下洞室等作为储气装置。储气方案的选择取决于环境地理条件和技术经济比选结果。目前，已投产和在建的二氧化碳储能电站大多采用地面储气仓/罐储罐形式，矿洞或地下人工硐室储气受资源条件制约。
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二氧化碳储能电站关键技术
3.1 二氧化碳来源及捕捉
在二氧化碳储能电站中，二氧化碳的来源至关重要，不同的二氧化碳来源会影响储能系统的经济性和效率。工业废气排放是二氧化碳的主要来源之一，根据国际能源署（IEA）统计，全球工业领域的二氧化碳排放量占总排放量的37%左右，其中火力发电、水泥生产和钢铁冶炼等行业的二氧化碳排放尤为突出。
3.1.1 火力发电行业
火力发电作为目前全球主要的发电方式之一，其燃烧化石燃料过程中会产生大量的二氧化碳。以煤炭为例，煤炭的主要成分是碳，在燃烧过程中，碳与氧气发生化学反应，生成二氧化碳并释放出大量的热能，热能可用于驱动汽轮机发电。根据相关研究数据，每燃烧1 t标准煤，约产生2.66~2.72 t的二氧化碳。某装机容量为2×600 MW的大型火电厂，采用超临界燃煤机组，年发电量约为60亿kW·h，对应消耗标准煤约200万t，年二氧化碳排放量高达540万t。如此巨大的排放量不仅对环境造成了重大影响，也使得火电厂成为二氧化碳捕获和利用的重点对象。
在二氧化碳捕集技术方面，火电厂通常采用燃烧后捕集技术，利用化学吸收法从烟气中捕获二氧化碳。在吸收塔中采用胺基吸收剂与烟气中的二氧化碳发生化学反应，吸收二氧化碳。吸收了二氧化碳的富液经过加热再生，释放出高纯度的二氧化碳，吸收剂可循环使用。该技术的捕集效率可达90%以上，经过捕集后，该火电厂每年可回收二氧化碳约486万t，基本可以满足100 MW二氧化碳储能电站初期储量要求。
3.1.2 水泥生产行业
水泥生产的二氧化碳排放主要有2个来源：一是生料中碳酸盐（石灰石，其主要成分是碳酸钙）的分解，在高温煅烧过程中，碳酸钙分解生成氧化钙和二氧化碳；二是燃料（如煤炭、天然气等）的燃烧，为生产过程提供热量的同时产生二氧化碳。根据相关研究，水泥生产过程中，生料分解产生的二氧化碳约占总排放量的60%~70%，燃料燃烧产生的二氧化碳约占30%~40%。
以海螺集团某水泥生产基地为例，该基地水泥生产线采用了水泥窑烟气二氧化碳捕集纯化技术，通过化学吸收、物理吸附等方法，从水泥窑的烟气中捕获二氧化碳，并进行纯化处理，能够得到高纯度的二氧化碳。
3.2 不同来源二氧化碳的特性差异
3.2.1 纯度与杂质成分
不同来源的二氧化碳在纯度和杂质成分方面存在显著差异，对二氧化碳储能系统的性能、效率和稳定性有着重要影响。
在火力发电行业，燃煤烟气中二氧化碳的浓度通常在12%~15%左右，同时还含有大量的氮气、氧气、水蒸气以及少量的二氧化硫、氮氧化物、颗粒物等杂质。这些杂质不仅会降低二氧化碳的纯度，还会对后续的捕获和利用过程产生负面影响。二氧化硫与水反应生成亚硫酸，对设备造成腐蚀。氮氧化物参与光化学反应，形成酸雨和光化学烟雾等环境污染问题。颗粒物则可能堵塞管道和设备，影响系统的正常运行。
在水泥生产行业，水泥窑烟气中二氧化碳的浓度一般在18%~22%左右，同时含有氮气、氧气、一氧化碳、粉尘以及少量的硫化物、氮氧化物等杂质。其中，粉尘含量较高，主要是由于水泥生产过程中的物料研磨和输送等环节产生的。这些粉尘会对捕集设备的过滤系统造成堵塞，增加设备的维护成本；硫化物和氮氧化物则会对环境造成污染，同时也会影响二氧化碳的纯度和品质。
3.2.2 对储能系统性能的影响
不同来源的二氧化碳，因其纯度、杂质成分以及成本和获取难度的差异，对储能电站的性能产生多方面的影响，包括效率、寿命、安全性以及成本效益等。
从效率方面来看，二氧化碳的纯度是影响储能系统效率的关键因素之一。高纯度的二氧化碳能够减少杂质对储能过程中能量转换的干扰，提高能量转换效率。工业废气中获取的二氧化碳，若杂质含量较高，在压缩和膨胀过程中，杂质可能会占据一定的空间，影响二氧化碳的有效压缩和膨胀，导致能量损失增加，从而降低储能系统的效率。研究表明，当二氧化碳纯度从99%降低到95%时，储能系统的能量转换效率可能会下降5%~10%。
二氧化碳中的杂质成分还会对储能电站的设备产生腐蚀和磨损，进而影响电站寿命。工业废气中的二氧化硫、氮氧化物等酸性气体，在有水存在的情况下，会形成酸性溶液，对储能电站中的金属设备造成腐蚀。如某火电厂的二氧化碳捕集装置中，由于烟气中含有较高浓度的二氧化硫，在未进行有效脱硫处理的情况下，经过一段时间的运行，捕集装置的管道和设备表面出现了严重的腐蚀现象，导致设备的使用寿命大幅缩短，维修成本增加。
安全性是储能系统的重要性能指标，不同来源二氧化碳的杂质成分对储能系统的安全性也有重要影响。工业废气中的一氧化碳、氢气等易燃易爆气体，若在二氧化碳中含量过高，会增加储能系统的安全风险。在储能系统的运行过程中，这些易燃易爆气体可能会在一定条件下引发爆炸或火灾事故，对人员和设备造成严重威胁。
不同来源二氧化碳的成本和获取难度直接影响着储能电站的成本效益。从工业废气中获取二氧化碳，虽然捕集成本相对较高，但由于废气排放具有集中性和规律性，便于大规模捕获，在规模化应用后，单位成本逐渐降低。对于工业企业，实现废气中二氧化碳的就地捕获和再利用，降低了环境保护的成本，提高效益。
3.3 二氧化碳储能系统优化
二氧化碳储能电站的性能受到多种因素的影响，主要包括运行参数、设备选型、㶲损失等。运行参数如温度、压力、流量等的微小变化，可导致系统性能产生显著差异。设备选型的合理性直接关系到系统的成本、效率和可靠性。㶲损失研究可以有针对性地减少系统的㶲损失，可有效提高系统的循环效率。
3.3.1 运行参数
二氧化碳储能电站采用闭式循环，关键独立参数会对系统性能产生影响，主要包括压缩机和膨胀机的绝热效率、储能压力、释能压力、节流阀压降、压缩机进口压力等[11]。多位学者研究了这些独立参数对系统性能的影响规律。提高压缩机、膨胀机绝热效率的提高，可以提高系统的储能效率。增加储能压力，系统的储能效率会随之减小；而增加释能压力，储能效率则会随之增加[5,12]。
3.3.2 㶲损失分析
对于跨临界和超临界二氧化碳储能系统而言，压缩机、膨胀机、换热器等是㶲损失的主要来源，其中压缩机和膨胀机占系统总㶲损失的50%以上[13]，其损失主要来自设备内部工质流动、传热损失和机械传动损失等方面。换热器也是系统㶲损的主要来源，由于二氧化碳储能系统的换热多为气液换热，且冷热流股温差较大，导致换热能效低[10]。因此，提高压缩机和膨胀机的效率、降低换热器冷热流体的温差是减少㶲损失的主要途径[14]。
如何综合考量这些因素，进行系统的优化设计，提升系统的效率、降低成本，是储能电站设计的重点与难点[10]，需要建立精确的系统模型，运用多目标优化算法，对系统的各个参数进行全面的分析和优化，以找到最优的设计方案。
3.3.3 设备优化和改进方向
压缩机可以采用新型材料和改进内部结构来提升性能。例如，采用高强度、耐高温、耐腐蚀的新型合金材料，能够提高压缩机在高压、高温环境下的运行稳定性和可靠性，有效抵抗二氧化碳在压缩过程中产生的高压和高温，减少设备的磨损和疲劳，延长压缩机的使用寿命。对压缩机的内部结构进行优化，如改进叶轮的形状和叶片的角度，使叶轮在旋转过程中能够更有效地对二氧化碳进行压缩，提高压缩机的压缩效率，降低能耗。
膨胀机可以通过优化叶片形状和流道结构来提高效率，同时应用新型涂层技术延长使用寿命。通过采用先进的空气动力学设计方法，对透平设备的叶片形状、流道结构等进行优化，可以提高透平的膨胀效率，增加发电功率。采用三维扭曲叶片设计，能够使二氧化碳在透平中更顺畅地流动，减少气流的分离和损失，从而提高透平的能量转换效率。新型涂层技术的应用可以提高透平叶片的耐磨性和抗腐蚀性，延长设备的使用寿命。
换热器则可以通过改进传热表面结构来增强换热能力，如采用微通道设计或强化传热管等特殊结构。在换热器的优化中，采用高效的换热表面结构，如微通道换热器、强化传热管等，可以增大传热面积，提高传热系数，增强换热器的换热能力。微通道换热器具有极小的通道尺寸和极大的传热面积，能够实现高效的热量传递。强化传热管则通过特殊的表面处理或结构设计，增加流体的扰动，提高传热效率。
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工程应用案例
4.1 工程概况
某百兆瓦级二氧化碳储能电站占地面积56万m2，建设规模100 MW/1 000 MW·h，储能侧3×75 MW，储能时长7.5 h，释能侧100 MW，释能时长10 h，与新能源发电站耦合，利用风电、光伏弃电进行二氧化碳的压缩储能。工程开发的主要任务是调峰填谷、调频调相、平滑输出功率、提高能源利用率等。电站经技术经济比较，选择低压端储存气体二氧化碳，高压端储存液态二氧化碳，构建一座集气液转换与两态协同于一体的绿色能源枢纽。厂区总平面布置采用自东向西依次为低压储气区、主厂房工艺区、低压储气区，三列式布局。中部主厂房工艺区自北向南依次为：储热区、110 kV升压站、主厂房、储热区、高压储液区、水系统区等。
该二氧化碳储能电站主要包括储气系统、压缩系统、换热系统、膨胀发电4大系统（系统示意见图2）。
4.2 系统设计与优化
储气系统采用低压端气态储存与高压端液态储存相结合的设计方案。低压端设置8个大型储气仓，各仓尺寸为400 m×120 m×15 m，共576万m3。低压储气仓采用高强度、密闭性良好的膜材结构，由地膜结构、内膜结构和外膜结构构成，同时设置内、外膜索网，确保膜结构抗风、抗雪的稳定性。高压端采用液态储存方案，配置200个标准化高压储罐，单罐容积150 m3，共3万m3。
压缩系统配置3组低压、高压压缩机，压缩机3列并联布置，每列为低压、高压两段压缩，一次中间冷却。低压压缩机为单缸、单轴多级轴流压缩机。高压压缩机为单缸、单轴多级离心压缩机。对压缩机进行了优化改造，采用了新型的耐高温、高压合金材料，优化了叶轮结构，使压缩机的效率提高了6%左右。
换热系统为一组预热器、级间冷却器、级后冷却器、冷凝器，每列压缩机对应一组换热设备。预热器采用翅片管预热器，级间冷却器和级后冷却器采用绕管换热器，冷凝器采用管壳式换热器。膨胀发电系统采用单缸单轴透平机，单列布置，高压、低压两段膨胀，一次中间再热，两缸两排气。膨胀发电系统的换热设备包括蒸发器、过热器及再热器，均采用采用绕管换热器。对透平机进行了空气动力学优化设计，采用新型涂层技术，提高了透平的膨胀效率和叶片的耐磨性，发电功率提升了3%。
4.3 关键技术参数与经济性分析
经对7.0、6.4、5.7 MPa等3种不同储液压力进行技术经济对比，当二氧化碳储能压力为6.4 MPa时，高压储液罐、低压储气仓、压缩机、透平机组等综合经济技术性最优，故本工程采用6.4 MPa作为二氧化碳储能电站的高压端储能压力，储存温度24℃，储能密度5.6 MW·h/m3。储能阶段压缩机耗电量为1 000 MW·h，释能阶段透平发电量为620 MW·h。系统循环效率为62.0%。
系统净电效率计算工况分为平均工况、夏季工况和冬季工况。夏季工况净电效率为57.0%；冬季工况由于无需开启冷机，扣除冷机耗电后净电效率为58.0%。年平均工况为依据冷机开启时间做加权平均计算，则净电效率为57.3%。
电站常年平均气温为6℃，对低压压缩机入口二氧化碳气体温度6℃与20℃进行方案比选。6℃方案的系统毛效率62%，大于20℃方案的系统毛效率61%，故低压压缩机入口温度采用6℃。当中压水储热温度取190℃，中压水储热罐及中压水管道的温降取3℃的温度损失时，过热器换热的上下端差为10℃/15℃，再热器换热的上下端差为10℃/15℃。储能阶段储存的高温中压水刚好满足释能阶段所需的热量。
4.4 二氧化碳泄漏控制
二氧化碳在储存、压缩和发电过程中，可能会发生泄漏，因此针对不同设备特点采用组合式密封方案。压缩机和膨胀机的密封形式采用迷宫密封加碳环密封，在高压储液罐、低压储气仓10 m范围内设置警戒区域，安装二氧化碳浓度检测仪，24 h实时监测。
4.5 碳源与多能互补
该电站二氧化碳来自附近200 km的燃煤火电厂，利用先进的二氧化碳捕获技术，将工业废气中的二氧化碳进行收集和提纯，为储能电站提供稳定的二氧化碳气源。该电站在二氧化碳捕获过程中，采用了化学吸收法和物理吸附法相结合的技术，提高了二氧化碳的捕获效率和纯度。
二氧化碳储能电站与风电、光伏电站协同运行且深度耦合。风电、光伏电站利用弃电为压缩机提供电能，给换热系统补充热能，二氧化碳储能电站可以改善光伏发电的间歇性、波动性和不稳定性，这种多能互补的方式，提高了太阳能的利用率。电站还配备了智能化的控制系统，实时监测和调节储能系统的运行状态，确保系统的稳定运行和高效性能。
4.6 项目进展与展望
该储能电站已于2024年初开工建设，计划2025年底投产发电。届时该电站将通过参与电网的调峰填谷、调频调相等任务，利用弃光储能，平滑输出功率，提高能源利用率，为新疆提供安全、长时、环境友好的新型储能示范工程，具有巨大的经济、环境和社会效益，可供类似工程借鉴和参考。
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结论
本文对二氧化碳储能系统的工作原理及主要技术指标进行了介绍，总结归纳了二氧化碳储能系统的特点和优势，由此提出了CES系统的技术分类及推荐方案，并对CES电站关键技术进行了研究分析，最终得出以下结论：
（1）二氧化碳储能是一种规模大、效率较高、运行寿命长、环境友好的新型长时储能方式，相比其他储能形式有诸多的特点和优势；
（2）高压端储存液态二氧化碳，虽然循环效率略低于气态储存，但储能密度高，避免了选址的局限性，大大缩小了存储体积，减少了工程征地面积，工程造价大幅度减少，跨临界二氧化碳储能系统开发难度低，安全可靠，具有更好的发展前景；
（3）采集火力发电厂或水泥厂烟道里的二氧化碳，经适当处理，可以基本满足二氧化碳储能的品质要求；
（4）二氧化碳储能技术目前还处于理论研究、实验验证、小规模示范阶段新手配资，后续还需通过深化基础研究、优化关键设备性能、提高系统循环效率以及推进规模化商业应用来持续提升技术成熟度，为构建新型电力系统提供重要支撑。
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