储能网讯：储能技术是解决可再生能源大规模接入、提高常规电力系统和区域能源系统效率、安全性和经济性的迫切需要，被称为能源革命的支撑技术。

压缩空气储能系统具有规模大、效率高、成本低、环保等优点，被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。

压缩空气储能技术概述

储能技术可解决可再生能源大规模接入、提高常规电力系统和区域能源系统效率、安全性和经济性的迫切需要，被称为能源革命的支撑技术。截至2016 年底，我国储能装机为24.2GW，约占全国电力总装机的1.5%，远低于世界2.7% 的平均水平。预计到2050 年，我国储能装机将达到200GW 以上，占发电总量的10%~15%， 市场需求巨大而迫切。压缩空气储能系统具有规模大、效率高、成本低、环保等优点， 被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。

目前，全球已有两座大规模压缩空气储能电站投入了商业运行。

第一座是1978 年投入商业运行的德国Huntorf 电站（图1）。机组采用两级压缩两级膨胀，压缩机功率为60MW，膨胀机功率为290MW（2007 年扩容至321MW），压缩空气存储在地下600 米的废弃矿洞中，总容积达3.1×105m3，压力最高可达100bar。机组可连续充气8 小时，连续发电2 小时。机组从静止到满负荷需要11 分钟，冷态启动至满负荷约需6 分钟，电站效率为42%。

第二座是于1991 年投入商业运行的美国McIntosh 电站（图2）。其储气洞穴在地下450 米，总容积达5.6×105m3，储气压力约为75bar。该电站压缩机功率为50MW，膨胀机功率为110MW，可实现连续41 小时充气和26 小时发电，机组从启动到满负荷约需9 分钟， 系统效率为54%。另外，日本于2001 年在北海道空知郡投运了上砂川町2MW 压缩空气储能示范项目。其余国家如瑞士、法国、英国、意大利、俄罗斯、以色列、芬兰、南非和韩国等国家也在积极开发压缩空气储能电站。

以上商业电站均属于传统压缩空气储能技术（图3）。在用电低谷，压缩机将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃烧室同燃料一起燃烧，然后驱动透平发电。

但传统压缩空气储能系统存在三个技术瓶颈，一是依赖天然气等化石燃料提供热源，不适合我国这类“缺油少气”的国家；二是需要特殊地理条件建造大型储气室，如高气密性的岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等；三是系统效率较低（分别为42%、54%），需进一步提高。

新型压缩空气储能技术研发进展

为解决传统压缩空气储能的技术瓶颈问题，近年来，国内外学者开展了新型压缩空气储能技术研发工作，包括绝热压缩空气储能、蓄热式压缩空气储能及等温压缩空气储能（不使用燃料）、液态空气储能（不使用大型储气室）、超临界压缩空气储能（不使用大型储气室、不使用燃料）等。

绝热式压缩空气储能

绝热式压缩空气储能技术通过储热装置回收压缩热并储存，使压缩及膨胀过程近似于绝热过程，不必燃烧化石燃料，并且能保持较高的储能密度及效率。其工作原理为：储能时，通过压缩机将空气压缩至高温高压状态后，通过储热系统将压缩热储存，空气降温并储存在储罐中。释能时，将高压空气释放，利用储存的压缩热使空气升温，由高温高压空气推动膨胀机做功发电。

该系统回收了压缩热并且再利用，使系统效率得到了较大提高，同时去除了燃烧室，实现了零排放。但由于压缩机级间不回收热量、冷却空气，故压缩过程能耗较高。由于压缩机出口的空气温度高，对设备材料要求高。

德国RWE Power 公司于2010 年启动ADELE 项目， 设计储热温度600 ℃， 设计储气压力100bar，理论设计效率可达70%，该项目一直处于论证阶段。

蓄热式压缩空气储能

蓄热式压缩空气储能又被称作先进绝热压缩空气储能，其原理同绝热压缩空气储能类似，区别在于该系统在压缩过程级间换热及储热，绝热压缩空气储能在全部压缩过程结束后储热。相较于绝热压缩空气储能，蓄热式压缩空气储能系统的储热温度及储能密度较低，但其压缩机耗能减小，且对于压缩机材料要求不高。该系统缺点在于增加了多级换热及储热，系统初投资有所增加。

中国科学院工程热物理研究所于2013 年在廊坊建成国内首套1.5MW 蓄热式压缩空气储能示范系统，于2016 年在贵州毕节建成国际首套10MW 示范系统，效率达60.2%，是全球目前效率最高的压缩空气储能系统。

等温压缩空气储能

等温压缩空气储能系统是指通过一定措施（如活塞、喷淋、底部注气等），通过比热容大的液体（水或者油）提供近似恒定的温度环境，增大气液接触面积和接触时间，使空气在压缩和膨胀过程中无限接近于等温过程，将热损失降到最低，从而提高系统效率，其理论效率可达70% 以上。此外，该技术不必提供外部热源，还可以减少部件的热应力。但该系统也存在一定问题，在压缩过程中，部分空气溶解于水中而没有存储到储气罐，造成部分能量损失。

美国SustainX 公司于2013 年在美国New Hampshire 州建成1.5MW/1.5MWh 的示范系统。美国General Compression 公司于2012 年在美国Texas 州建成2MW/500MWh 示范系统。目前，上述两家公司已经合并成立GCX 能源公司，继续开展压缩空气储能技术开发工作。美国的Lightsail 公司也开展等温压缩空气储能研发，目前正在加拿大Nova Scotia 省建设500kW/3MWh 示范项目。

液态空气储能

液态压缩空气储能是将电能转化为液态空气的内能以实现能量存储的技术。储能时，利用富余电能驱动电动机将空气压缩、冷却、液化后注入低温储罐储存；发电时，液态空气从储罐中引出，加压后送入蓄冷装置将冷量储存并使空气升温气化，高压气态空气通过换热器进一步升温后进入膨胀机做功发电。由于液态空气的密度远大于气态空气，其储气室容积可减少约20 倍，大幅压缩系统占地面积，综合成本有下降的空间。但由于系统增加液化冷却和气化加热过程，增加了额外损耗。

英国Highview 储能公司于2010 年建成350kW/2.5MWh 液态空气储能示范系统并成功投运，目前正在开展5MW/15MWh 示范电站建设。中科院工程热物理所于2013 年在廊坊建成1.5MW 液态空气储能示范系统。其余机构如中科院理化技术研究所、智能电网研究院、东南大学、昆明理工大学等也开展了相关理论及实验研究。

超临界压缩空气储能

2009 年，中科院工程热物理所在国际上原创性地提出超临界压缩空气储能技术。该技术利用超临界状态下的流体兼有液体和气体的双重优点，比如接近液体的较高的密度、比热容和溶解度，良好的传热传质特性；同时也具有类似气体的粘度小、扩散系数大、渗透性好、互溶性强等优点。

其工作原理是：1）储能过程，利用富余电能通过压缩机将空气压缩到超临界状态，通过储热系统回收压缩热后，利用储冷系统存储的冷能将空气冷却液化，并储于低温储罐中；2）释能过程，液态空气加压后，通过储冷系统将冷量储存，空气吸热至超临界状态，并吸收储热系统储存的压缩热使空气进一步升温，通过膨胀机驱动电机发电。

目前，该技术为中科院工程热物理所的专利技术。中科院工程热物理所于2011 年在北京建成15kW 原理样机，并于2013 年在廊坊建成1.5MW 示范系统，系统效率达52.1%。目前，10MW 级示范项目正在建设中。

水下压缩空气储能

水下压缩空气储能属于等压压缩空气储能的一种，该技术将压缩空气存储在水下（如海底和湖底），利用水的静压特性保持储气的压力恒定，保证压缩机出口及膨胀机入口压力恒定，从而使压缩机和膨胀机始终工作在额定工况附近，不需要通过减压阀进行压力调整，减少能量损耗，提高系统效率。该系统不需要在储气空间保持一定的最小气压，使得空气压缩能可利用比率更高。此外，该系统安全性相对较高，即使发生失效事故，造成的破坏与危害也较小。

加拿大Hydrostor 公司于2015 年建成660kW 实验系统。英国诺丁汉大学研制了1.8 米和直径5 米的储气包，并进行了实验研究。其余如美国加州大学、佛罗里达大学、北卡罗来纳大学、麻省理工大学、我国的中科院工程热物理所、华北电力大学都进行了理论及实验研究，目前尚无大规模示范项目建成。

外部热源补热类压缩空气储能

压缩空气储能系统可以利用外界热源来提升空气做功发电能力，提高系统整体效率。其可利用的热源包括太阳能热利用，工业企业如冶金、化工、水泥、玻璃等行业的余热废热，核电等发电厂的余热，生物质制取的沼气、合成气等。

目前，应用较广泛的是太阳能补热型压缩空气储能系统，该系统是利用太阳集热装置聚光形成温度可达500℃以上的高温热源对压缩空气进行补热升温后，再推动透平膨胀做功，从而提高系统运行效率的储能系统。

美国普渡大学、英国华威大学、英国诺丁汉大学、伊朗德黑兰大学、中科院工程热物理所、清华大学、华南理工大学等机构也开展了相关研究。

主要应用领域

压缩空气储能技术最早主要用于电力系统的调峰和调频，但随着技术不断发展和微小型压缩空气储能技术的出现，其应用越来越广泛，在可再生能源、分布式能源、汽车动力系统、UPS 电源等方面都得到了应用。

电力系统调峰

目前，每日的用电负荷是波动变化的，且峰谷差日趋增大。为了满足要求，当前的发电装机容量与电网容量需按最大需求建设，导致用电低谷时发电机组停机或低负荷运行，以及电网容量的浪费。压缩空气储能作为大规模容量型储能技术，可将用电低谷多发出的电能储存，在用电高峰释放，实现电力系统削峰填谷，减少发电装机及电网容量，提升电力系统效率和经济性。

可再生能源

可再生能源如风能、太阳能均具有间歇性、不稳定性，直接发电并网对电网冲击很大，故弃风、弃光现象严重。压缩空气储能技术可将间断、不稳定、不可控的可再生能源发电储存起来，再按照需求平稳、可控的释放，具有平滑波动、跟踪调度输出、调峰调频等功能，实现可再生能源电力大规模并网，有效解决弃风、弃光问题。

分布式能源系统

分布式能源系统和微电网系统是未来高效、低碳、高安全性能源系统的主要发展趋势之一。但分布式能源系统相较于大电网，具有负荷波动大、系统调节能力差、故障率高等缺点。压缩空气储能可作为负荷平衡装置及备用电源，有效解决上述问题，提高系统的供电可靠性、稳定性，并可实现黑启动及孤网运行。由于压缩空气储能技术过程中产生热量，可以和制冷、制热系统相结合，实现分布式能源系统的冷热电联产，具有很好的应用前景。

电力系统调频

压缩空气储能电站可以和其他如燃气轮机电站、火电站或抽水蓄能电站一样起到电力系统调频的作用。当压缩空气储能电站与其他储能技术如超级电容、飞轮储能、化学电池等相结合时，调频速度会更快更有效。

其他应用

压缩空气储能在其他领域也有较广泛的应用，可以为汽车、高尔夫球车等移动设备提供动力；也可以作为不间断电源（UPS），为数据机房、精密仪器制造、医疗设施、国防设施等关键部件提供保障性电源；系统经膨胀机做功发电后释放的空气由于温度低且经过了净化，还可用于空调系统为建筑提供新风和冷量。

挑战及机遇

技术性能需要进一步提升

虽然新型压缩空气储能技术发展速度较快，但各项技术性能仍需进一步提升，尚不能完全满足大规模推广的要求。目前，新型压缩空气储能最高效率为60% 左右， 距离高效电池储能技术的效率（80% 以上） 还有一定差距；其系统最大规模为10MW， 尚未达到传统压缩空气储能百兆瓦规模； 其系统单位成本约为6000~10000 元/kW 暨1500~2500 元/kWh，仍有足够的下降空间。

迫切需要开展大规模系统的技术攻关

大规模化是压缩空气储能技术的发展趋势，也是其降低成本和提升性能的主要途径。现已实现应用的新型压缩空气储能技术规模偏小（1-10MW），还不能满足对储能规模和经济性的要求。因此，迫切需要启动更大规模（100MW 级）的新型压缩空气储能技术研发。

研发力量尚显不足

由于压缩空气储能技术是一个多学科交叉的系统工程且单台机组规模大，其技术研发门槛较高，需要组建大规模的研发团队和大量的资金投入，故目前从事该技术研发的机构、团队相对较少；由于系统内部件繁多，需要建设大量的部件及系统实验平台以完成关键技术攻关，目前全球范围已建成的高水平研发平台较少，未给予足够的研发条件支撑。

示范和应用亟需加强

新型压缩空气储能技术的示范系统数量少，规模小，不能满足技术发展的示范需求，迫切需要各国政府、企业加强政策引导、加大资金支持。目前大部分国家尚未形成系统的电价补偿和激励政策，全球商业运行的电站较少，一定程度上影响了压缩空气储能技术的推广和应用。

随着各国电价政策的逐渐完善，大规模压缩空气储能示范项目的陆续建成，压缩空气储能产业已经进入了发展的快车道。相信在良好的政策环境下，在产业链上下游的大力支持下，在科研机构持续不断的技术革新下，压缩空气储能技术一定会持续健康发展，快速实现大规模应用。

（该文研究获得了国家重点研发计划（2017YFB0903602）、国家自然科学基金（51676181）、中国科学院前沿科学重点研究项目（QYZDB-SSW-JSC023）、北京市科技计划项目（D161100004616001 ；D161100004616002）的资助。）