压缩空气储能技术现状与发展趋势*

张建军，周盛妮，李帅旗，宋文吉†，冯自平

（1. 中国科学院广州能源研究所，广州 510640；2. 中国科学院大学，北京 100049；3. 中国科学院可再生能源重点实验室，广州 510640；4. 广东省新能源和可再生能源研究开发与应用重点实验室，广州 510640）

0 前 言

为缓解因火力发电对环境造成的污染，一方面需要加强火力发电过程中煤的清洁利用技术的研究，另一方面，要大力发展新能源如风力及光伏发电等可再生能源发电技术。随着可再生能源（风能、太阳能等）发电部分在电力供应中份额逐渐增加，可再生能源的固有缺点如间歇性、不确定性等日益影响到电网的安全与稳定，增加了电网系统控制的复杂性。同时，随着传统电力峰谷差值的增长，电网的稳定与安全问题日益突出，储能技术是解决这一突出问题的重要途径。

储能系统通过特定的储能介质在用电低俗时将多余电能以某种形式储存在储能介质中，在用电需求高峰时再将存储在储能介质中的能量以电能的形式释放。储能系统可以使电力生产、供应和消费过程分时段进行。配备储能系统的电力系统，具备移峰填谷的功能，满足用户用电需求的同时，提高了发电厂发电效率[1-2]。储能技术种类众多，如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、电容和超级电容、蓄电池、液流电池、超导磁能等[3-5,8]。按储能形式可分为物理储能、化学储能和直接储电技术等[6-7,9]。各种储能技术各有特点，如有的储能规模大，有的响应速度快，有的能量密度高，有的循环效率高。但到目前为止，能与电网匹配，可实现大规模储能的储能技术只有抽水蓄能电站技术和压缩空气储能电站。

抽水蓄能电站技术成熟、循环效率高、储能容量大、周期长。但是建造抽水蓄能电站要求有较大落差的水库和相应的水坝，受地质条件和需要大量水等条件的制约，适合建造抽水蓄能电站的地点越来越少，目前只有 200多座抽水蓄能电站在运行[10-13]。压缩空气储能（compressed air energy storage, CAES）技术是目前已经被验证可以与抽水蓄能储能技术相当的可实现大规模储能的储能技术。CAES通过空气压缩机组把用电低谷期的多余电能以压缩空气的压力势能形式存储到储气罐内，当用电需求增加时，释放存储在储气罐内的压缩空气，加热后通过透平机将压缩空气储存的能量转变为电能，满足峰电期用电需要。CAES系统可以实现电力生产和消费错时进行，实现电网的“削峰填谷”以平衡电力负荷，从而提高电网的稳定性和可靠性。CAES系统可以把风电、光电等零星的、间歇或不稳定的能源“拼接”起来，从而成为电力供应基本负荷的一部分[14-16]，可以削弱甚至消除可再生能源（风能、太阳能等）部分在电力供应中份额逐渐增加对电网带来的不利影响。

本文首先介绍传统CAES系统工作原理及技术特点，给出CAES系统性能评价指标，然后分析提高CAES技术性能的不同技术方案及其特点。最后在介绍CAES技术研究发展和应用现状的基础上，分析了未来CAES技术的应用领域和发展趋势。

表1 缩略语表Table 1 Acronyms table

1 CAES系统工作原理

压缩空气广泛应用于工业生产生活各领域，但绝大多数的应用都是将压缩空气作为工作介质，即能量的载体加以应用。与电能、化学能相比，压缩空气的能量密度低，因此，压缩空气很少被用作储能介质。利用压缩空气作为储能介质始于 20世纪40年代， GAY提出“利用储存流体发电的方法”的专利[3-4]。20世纪60年代后期出现众多核电站和火力发电站，为保证电站的发电效率，发电站按照基础负荷进行发电。近年来，随着可再生能源发电份额不断增加，电网的稳定和安全受到影响。为保证发电系统高效运行和电网的安全可靠，同时又能满足用电侧不断变化的电力需求，电网中需要配有移峰填谷功能的大规模储能系统。

CAES技术最初被命名为 Air storage system energy transfer（ASSET），寓意为利用存储空气实现电能转换，最初只是用来储电。后来又被称作是空气储能式调峰电站。传统的CAES是在燃气轮机技术原理的基础上提出的一种能量存储系统，作为调峰电厂用的。图 1为燃气轮机的工作原理图，环境空气经压气机部分压缩后升压，在燃烧室中与燃料混合燃烧，高温高压烟气进入透平膨胀做功。因为燃气轮机的压气机部分与透平机部分同轴，因此，驱动压气机部分要消耗约三分之二左右的透平输出功，因此燃气轮机的净输出功仅占透平输出功的三分之一左右。

图1 燃气轮机工作原理示意图Fig. 1 Schematic of gas turbine working principle

CAES技术源于燃气轮机工作原理，不同之处在于CAES工作过程中，空压机部分与透平机部分错时工作[11]，空压机部分在用电低谷时工作，不但储存了多余的电能，而且成本较低。透平机部分在用电高峰时工作，以电能的形式释放储存在系统中的能量。在一定的工况下，在相同的燃料消耗的前提下，CAES系统可以发出3倍左右传统燃气轮机的发电量。因为在放电过程中没有空压机消耗透平所产电能，因此，系统的输出功率较传统的燃气轮机可以高出2倍左右[10,22]，如图2所示。

图2 传统CAES系统工作原理示意图[4]Fig. 2 Schematic of conventional CAES working principle

CAES系统工作周期多为一天，也可以根据当地用电需求，设定为一周或更长的时间。CAES系统可以迅速的在充、放电模式下进行切换以适应市场电价波动的需求。与其他储能技术相比，CAES技术储存可以根据需要调节，成本低且效率高。典型的CAES系统的单机功率一般在50 ～ 300 MW之间，大型的储能系统可以考虑多机并联等方式。CAES储能技术是唯一可以和PHS技术实现大规模储能系统。

2 CAES系统技术方案

CAES系统可以实现大规模储能，技术相对成熟，商业化运行的CAES电站已经运行将近40年。根据实际应用效果和运行情况来看，CAES系统具有很多先天的优点，可以与电网匹配实现大规模储能，投资低，而且环境影响小。但目前运行的CAES还存在一些不足。一方面，大规模的CAES系统需要既能耐高压，又要容量大的储气装置。如德国Huntorf CAES 电站储气室的容积为31万m3，系统运行压力范围为4.6 ～ 7.2 MPa。因此，系统需要容量大、压力高的储气室成了限制CAES技术推广应用的障碍之一。另一方面，和其他形式的储能技术相比，CAES循环效率偏低。Huntorf CAES电站的循环效率仅为42%，McIntosh CAES电厂技术改进后达到54%，与其他储能技术如电池、电容等80%以上的效率相比，仍然偏低。只有突破CAES系统需要大容量、耐高压的洞穴等储存高压空气的限制，提高系统的循环效率， CAES技术才会有更广阔的应用领域。为此，在传统CAES技术的基础上，为提高效率、克服存储限制的CAES方案应运而生。

2.1 提高循环效率的CAES技术方案

2.1.1 非绝热压缩空气储能（D-CAES）系统

传统的压缩空气储能系统属于（diabatic compressed air energy storage, D-CAES）系统。目前已经商业化运行的D-CAES储能电站有两座，一座是德国Huntorf的压缩空气储能电站，于1978年投入运行，一座是美国McIntosh的压缩空气储能电站，于1991年投入运行。D-CAES主要包括压缩机组、储气室、透平机组、冷却器、燃烧室、发电机组及控制系统[17-20]。

为提高系统的效率，D-CAES系统先减少压缩机组能耗，压缩空气从储气室出来后，再利用燃料进一步提高温度，提升压缩空气的焓值，提高压缩空气的做功能力。图3为德国Huntorf的压缩空气储能电站原理示意图。系统的压缩过程分为两级压缩，膨胀过程分为两级膨胀。由于相同工况下，等温压缩时压缩机消耗功率最小，因此，采取级间冷却的方式后相同的压力和流量时压缩机组消耗的功率减少，从而提升了系统的循环效率。另外，通过增加储气室内压缩空气的储量可以提高系统的发电能力，如图3所示，D-CAES系统在高压压缩机出口处进入级后冷却装置后，由于压缩空气温度降低、密度增加，储气室体积不变但增加系统压缩空气储存量。为提高压缩空气储能系统的发电功率，可以在压缩空气进入低压透平之前对其进行再次加热，以增加其焓值从而提高做功能力，如在Huntorf CAES储电电站中，压缩空气被加热到845℃[5,8,21-22]。

图3 D-CAES系统示意图Fig. 3 Schematic of D-CAES system

如图4所示，为进一步提高D-CAES系统的循环效率，美国McIntosh的压缩空气储能电站除了采取级间冷却、级后冷却的方式外，在低压透平出口设置余热回收，利用这部分余热对进入高压透平前的压缩空气进行预热。早期德国 Huntorf 储能电站的充电功率为60 MW，发电功率为290 MW。2006年德国Huntorf 储能电站对系统进行了优化，一方面，为提高系统的安全性能，将高压透平进口温度由原来的550℃降低至490℃，另一方面，为提高系统的发电能力，低压透平入口温度从 825℃提高到945℃。系统的发电功率由原来的 290 MW 提升到321 MW。改造后系统经低压透平做功发电后空气温度为 480℃左右，因此，有大量的热量㶲排放，如果回收这部分能量，还可以进一步提高系统的循环效率[23]。美国McIntosh的压缩空气储能电站回收排气部分的余热后，压缩空气被这部分余热预热到297℃，系统循环效率提升到54%[8]，与Huntorf系统相比，单位发电量燃气消耗节约23%左右，同时，储能系统的循环效率从42%提高到54%，说明减少系统㶲损失是提高效率的有效途径。从整个工作过程来看，压缩热没有得到有效利用，而且，为了提高发电功率，系统采用了燃料加热空气的方式。级间冷却的目的只是为了能够降低压缩机组的功率，压缩空气中原来以热量形式存在的能量被冷却介质带走。

图4 有余热回收型D-CAES系统示意图Fig. 4 Schematic of D-CAES system with recuperator

图5 A-CAES系统示意图Fig. 5 Schematic of A-CAES system

2.1.2 （先进）绝热压缩空气储能（A-CAES、AA-CAES）系统

与热力学上没有热量进出系统的绝热系统概念不同，在先进绝热压缩空气储能（advanced adiabatic compresses air energy storage, AA-CAES）系统中，绝热代表在系统充放电过程中没有净的额外能源消耗，但不排除工质和环境的热交换。如图5所示的方案中，有两级压缩和两级膨胀。充电过程中，经过压缩机做功，空气的压力和温度同时提高，此时压缩空气的焓可以分为两部分，一部分是和压力参数有关，一部分和温度参数有关。级间冷却和级后冷却就是把与温度相关的部分焓取出后储存在储热器中。在放电过程中，利用充电过程中储存在蓄热器中的能量加热进入膨胀机空气的方式提高发电能力，从而提高系统循环效率。实现了既减少二氧化碳排放，又能提高系统效率的目的。

该技术以尽量减少放电过程的二氧化碳排放为目标，避免使用化石燃料提高系统发电量，因此，与D-CAES系统相比，AA-CAES系统虽然发电量偏低，但系统采用绝热压缩技术，通过回收压缩热代替燃烧室，很适合用于可再生能源发电系统与电网的整合[24-29]。

AA-CAES系统的概念始于20世纪80年代，由于技术原因，该技术还没有实现商业化运行。随着燃料成本提高和减少 CO2排放的需要，对于AA-CAES技术的研究再次得到重视。由于充分考虑了压缩热的回收和利用，AA-CAES系统的循环效率有可能接近70%[8]。和D-CAES的主要区别是增加了储热系统（thermal energy storage, TES），可以将充电过程中压缩热储存起来。在放电阶段，该部分热量用于加热压缩空气以增加透平的输出功，从而提高系统循环效率。AA-CAES最大的优点是在放电过程中减少了化石燃料的消耗和二氧化碳的排放。

2.1.3 喷蒸汽增焓压缩空气储能（SI-CAES）系统

喷蒸汽增焓压缩空气储能（steam injection compressed air energy storage, SI-CAES）系统与带余热回收型的D-CAES系统相似，都是在传统压缩空气储能技术的基础上，在低压透平出口高温排气处设置了余热回收装置。不同之处在于，SI-CAES系统设置的余热回收装置用于生产蒸汽，加入到燃烧室后的做功工质中，从而增加放电系统做功工质质量，提高系统放电能力。在保证相同发电能力时，可以减少压缩空气的存储。

SI-CAES系统与同等储电能力的D-CAES系统相比，通过向燃烧室后的工质中喷入过热蒸汽，可减少储能系统存储的压缩空气量，或者在保持储电能力的前提下可减少CAES系统储气室的容积[30]。如图6所示，在传统CAES系统工作过程中，低压透平排放出气体的温度约为 480℃，通过 SI-CAES系统后，排气温度可以更低。在带余热回收的D-CAES系统中，通过气-气换热，如图4所示，可以将进入加热室前的压缩空气预热到 297℃。排气温度依然在200℃以上。如果采用SI-CAES中的蒸汽发生器后，排烟温度可以达到 120℃左右，可以回收更多余热，从而提高系统的循环效率。

图6 SI-CAES系统示意图[4]Fig. 6 Schematic of SI-CAES system

2.2 克服存储空间限制的CAES技术方案

2.2.1 液态空气储能（LAES）系统

CAES技术推广过程中遇到的另一个问题是大规模压缩空气储能系统需要很大并能承受高压的存储空间。以德国Huntorf压缩空气储能电站为例，该电站的发电能力为321 MW，可以连续工作2 h左右，用于储存高压空气的储气室有两个，总容积达31万m3左右，耐压为7 MPa以上。美国McIntosh压缩空气储能电站发电能力为 110 MW，可以连续发电26 h，储气洞的容积是56万m3左右，耐压为7 MPa以上。如此大容积的储存空间，要求承压超过70 MPa以上，同时还要满足地质条件的地点很少。

克服大规模压缩空气储能系统对大型储气室依赖的有效方法是对工质进行液化。液态空气储能（liquid air energy storage, LAES）系统属于低温储能[33]，如图7所示，与传统的CAES系统一样，分为充电、储存和放电三个过程。第一个阶段是储电，利用多余电能（谷价电）将空气进行过滤、压缩和液化[31-35]。第二阶段是在常压、-196℃时对液态空气进行存储。第三个阶段为放电，通过泵、再热器和膨胀机组，在用电高峰电价较高时作为电能的形式释放[31-38]。在第二个阶段也包括压缩热和低温㶲的存储。这两种能量可以分别用在第一阶段和第三阶段，一方面可以提高电能的产出，另一方面，可以减少在空气液化过程中电量的消耗。通过液化，可以将储气室体积大大减小，从而增加了压缩空气储能的应用地域。因此，LAES系统与传统 CAES系统相比，有效克服了压缩空气储能系统对大型储气室的依赖的缺点。

图7 SC-CAES系统示意图[33]Fig. 7 Schematic of SC-CAES system

2.2.2 超临界压缩空气储能（SC-CAES）系统

超临界压缩空气储能（super critical compressed air energy storage, SC-CAES）系统是由中科院工程热物理研究所陈海生研究团队为解决传统压缩空气储能系统的问题而提出。该技术在LAES技术的基础上，为摆脱压缩空气储能技术对化石燃料和大型储气室的依赖进行研发的。由于该技术采用超临界压缩空气作为介质，超临界空气的特殊物理性能强化了系统的换热。系统的能量密度大大提高，是D-CAES系统的18倍[44]，因此，储能室的体积大大缩小，摆脱了对大型储气室的依赖。

如图8所示，SC-CAES系统主要包括压缩机组、膨胀机组、蓄热器、蓄冷器、膨胀阀、储液罐和低温泵等[39-41]。在SC-CAES系统储电过程中，常温常压空气经压缩机组压缩至超临界状态，级间压缩热和级后冷却热被冷却器回收并储存在蓄热器中。利用系统上次放电过程中蓄冷器中的冷量，将超临界压缩空气冷却至液态，然后通过膨胀阀降压后至常压存放在低温储罐内。在系统放电过程中，首先通过低温泵将液态空气加压后通入到蓄冷器中被加热。然后由原来储存的压缩热或其他工业余热进一步加热后到透平机组发电。因此，在放电过程中，液态空气的冷量被回收并存放在蓄冷室内。由于系统储能用的压缩空气转换为液态空气进行存储，因此，系统需要的储存室减少，摆脱了对大型储气室的依赖。另一方面，由于系统在充电过程中的压缩热回收并用于放电过程中工质的加热，在系统不使用化石燃料的情况下，依然可以获得较高的循环效率，当系统的储能压力和释能压力分别为 12 MPa和 9.501 MPa时，系统的循环效率可以达到67.41%[39]。因此，系统摆脱了对化石燃料的依赖，减少了过程中二氧化碳的排放。

图8 SC-CAES系统示意图[39]Fig. 8 Schematic of SC-CAES system

2.2.3 液态二氧化碳储能（LCES）系统

液态二氧化碳储能（liquid carbon dioxide energy storage, LCES）系统也是基于传统压缩空气储能系统需要大型的储气室的限制提出[42-45]。与 D-CAES系统相比，LCES系统的能量密度高，单位储罐体积发电量EVR值高，如图9所示，通过和 ORC制冷系统相结合，可以充分回收透平出口处二氧化碳气体的余热，利用这部分余热，通过ORC系统再发出更多的电能。与ORC系统匹配后，LCES系统的循环效率可以达到56.64%[44]。

如图10所示，通过对LCES系统进一步优化，根据余热、余冷梯级利用的原则，充分利用了压缩过程的压缩热和放电过程的冷量，从而在单独采取二氧化碳化作储能工质时，系统的循环效率达到58.65%。该系统主要由压缩机组、膨胀机组、蓄热/冷器、泵及液态二氧化碳储罐等组成。LAES系统不同之处在于系统多一个液态二氧化碳储罐，多一个膨胀机组。对于LAES系统而言，从液态空气储罐出来后，经加压，释放冷量后再被压缩热加热后做功发电，完成发电后就可以排放到大气中。而对于LCES系统而言，经过TRUB1做功后，需要进一步冷却，液化后储存在TANK2中，以作为下一个充电过程的工质。为尽量提高 TANK2中的温度，透平TURB1后需要保持一定的压力。和SC-CAES系统相比，充电过程中压缩机组最高压力有所降低，可以低至 7 MPa，且液态的二氧化碳带压存放在TANK1中，减少了因过程中压力变化而造成的㶲损失。同时，放电过程中最后储存液态二氧化碳的储罐内温度较高，可以达到-56℃，使得系统更容易执行。

图9 LCES系统流程图[44]Fig. 9 Schematic of LCES system

图10 改进的液态二氧化碳储能（LCES）系统示意图Fig. 10 Schematic of modified LCES system

3 CAES系统技术评价

可以从多种角度评价压缩空气储能系统的性能，如系统的循环效率、投资回收期、充放电效率等。压缩空气储能系统源于燃气轮机，又有别于燃气轮机。因此，对于压缩空气储能系统的评价可以参考燃气轮机的参数评价。燃气轮机发电系统的发电效率是指发1 kW·h电能需要消耗燃料的热能。但在与电网匹配的压缩空气储能系统，特别是传统的压缩空气储能系统D-CAES充电和放电过程中，涉及到两种能量形式，一种是用于驱动压缩机组，将环境空气压缩到高温高压的用电低谷时的多余电能，另一种是在放电过程中，为提高放电效果，利用燃料燃烧加热压缩空气的燃料化学能。化学能转化为热能加热压缩空气提升压缩空气的焓值。如果CAES系统和可再生能源发电系统如风电系统匹配，这部分电能主要是弃风电，不可控制，与来自火力发电的电能是有区别的。这部分用于储存的电能可以理解为零成本。储能系统运行的成本只是在电能释放过程中燃料的消耗，较燃气轮机发电过程中消耗的燃气明显减少。根据相关文献，目前表示CAES系统参数的性能指标主要有充电率（charging electricity ratio, CER）、系统循环效率（round trip efficiency, RTE）[36-37,46-49]。

CER为储能系统每个周期内放电过程的输出电量与充电过程压缩机组和相关设备消耗电量的比值。在传统的D-CAES系统中，由于在放电过程中有燃料燃烧热能的加入，因此CER一般大于1，介于1.2 ～ 1.8之间。计算过程不考虑燃料能源的消耗，表示系统储电后能释放出电能的比率。

RTE为整个系统充电和放电过程中，能量转化与平衡的关系。如式（2），RTE是指储能系统的发电机输出功率与压缩机能量的消耗与输入燃料折合电量的和的比值。燃料部分能源在不同的工况条件折合系数不同，如与CAES系统匹配的是燃气轮机系统，则折合系数按0.39考虑，如是联合发电系统，则折合系数为0.6，即以燃料低位发热量计，RTE计算公式中的Efuel部分分别为发热量的 39%和60%。该参数考虑了燃料在电能释放过程中的份额[3]。

图11 Huntorf工厂鸟瞰图与机组装配图[33]Fig. 11 Aerial view and assemble of Huntorf plant[33]

4 CAES技术研究与发展现状

4.1 国外CAES技术应用发展

压缩空气储能技术从提出到商业化运行，经历了30年的时间。CAES技术的发展主要受到世界能源价格波动的影响。目前，世界上已经有两座投入商业运行的大规模的压缩空气储能电站。第一座是德国Huntorf压缩空气储能电站，于1978年投入商业化运行，如图11所示。在Huntorf CAES电站运行之初，高压空气进入高压透平前在燃烧室内被加热到550℃。一级膨胀后压力降低到1 MPa左右，然后，压缩空气在进入低压透平前，在低压燃烧室内再次被加热到825℃后做功发电。根据实际生产数据可知，CAES每生产1 kW·h的电能，压缩机组需要大约0.82 kW·h的电能，同时，要以燃料的形式提供约为5 800 kJ的热量，提供的热量较燃气轮机6 700 ～ 9 400 kJ/kW·h的热量需求要小。压缩机组的额定功率为60 MW，透平机组设计的释能输出功率为290 MW。系统冷态启动至满负荷约需6 min，充电和放电时间比约为4∶1。为提高系统循环效率，Huntorf工厂在运行了28年后，2006年改造了透平发电部分，优化了操作参数。为系统安全等因素考虑，将进入高压透平的工质压缩空气的温度从550℃降低到490℃，压力不变。为提高工质做功能力，提高了低压燃烧室温度到 945℃。改造完成后，系统最大输出功率由290 MW提高到321 MW[5]。

在德国的Huntorf工厂成功安装运行13年后，1991年，世界第二座大型 D-CAES储电站——McIntosh电站在美国 Alabama建成，放电功率为110 MW，可以连续发电26 h。和Huntorf工厂相比，该电站只有一个容积为56万m3的储气室，这座储能电站主要用于储存谷价电能，在峰价是生产电能，并提供备用功能，储气室的压力范围为4.5 ～ 7.4 MPa。在美国的McIntosh工厂设计方案中，对末级透平排放空气余热进行了回收利用，如图4所示，在最后一级透平排气处安装了热回收器，利用温度达370℃的低压透平的排气余热预热来自储气室的高压工质以减少燃料的消耗。这种方式可以将压缩空气加热到 297℃，根据实际运行数据，相同功率下，可以节约燃烧23%左右。系统的循环效率达54%左右。

除McIntosh储能电站外，美国多州都进行了关于CAES技术的开发与推广。Soyland Power公司于1982年开始计划建一座功率为220 MW带有余热回收并配有水补偿的地下洞穴作为储气室的 D-CAES系统。后因市场需求波动而取消。1991年McIntosh储能电站的成功引起美国多家机构对CAES技术关注。美国Ohio州Norton从2001年计划建一座2 700 MW的大型压缩空气储能商业电站，电站由9台300 MW机组组成。压缩空气存储于地下670 m的岩盐层洞穴内，储气洞穴的容积为957万m3，所存储的压缩空气可以供透平连续发电2天。加利福尼亚PG&E公司计划于2020年建成一座300 MW D-CAES系统，发电时间为10 h。Apex CAES计划在德克萨斯州建造两座CAES储能电站[3-4,33,50-51]。

另外，国际上其他不少国家展开了关于 CAES技术的研究和应用推广。日本于2001年在上砂川盯建成输出功率为4 MW的压缩空气储能示范项目，为进一步开发400 MW机组做准备。目前，除德国、美国、日本和瑞士外，俄罗斯、意大利、韩国等也在积极开发压缩空气储能电站技术。

4.2 国内关于CAES技术研究

我国对压缩空气储能技术的研究开发起步较晚，主要集中于理论研究和小型实验阶段。在内蒙和新疆地区，风力发电的快速发展与配套设施不完善导致有大量的弃风。为了充分发挥风力发电站的效用，迫切开发大规模储电系统与之配套。因此，随着电力储能需求的快速增加，相关研究逐渐被一些大学和科研机构所重视。目前，展开系统 CAES技术研究的大学和科研机构有中国科学院工程热物理研究所、华北电力大学、西安交通大学、清华大学、华中科技大学和中科院广州能源研究所等。目前虽然还没有投入商业运行的压缩空气储能电站，但清华大学等已经完成了500 kW机组非补燃压缩空气储能技术的实验研究，主要侧重于无补燃压缩空气储能技术的开发，由于该技术利用压缩热实现放电过程中工质的再热，基本不消耗燃料，因此该技术放电过程中基本没有温室气体的排放。中科院工程热物理研究所完成了1.5 MW超临界压缩空气储能技术机组的调试和优化，目前与中科院广州能源研究所、北京工业大学、西安交通大学和南方电网等单位一起正在进行 10 MW 级超临界压缩空气储能电站的示范工作，过程中不但考虑了尽量少用或不用燃料，还尽量的回收压缩热和冷量㶲，减少了系统工作过程的㶲损失，提高了系统的效率。由于压缩空气是以液态常压形式存储，因此，有效解决了储气室受限的难题，并尽量减少了对于环境的影响。另外，西安交通大学利用液态二氧化碳作为储能介质进行了探索，采用了ORC匹配后，充分利用了透平排出气体的余热，实现能源的梯级利用，系统循环效率达到了56.64%。

5 发展趋势

压缩空气储能（CAES）技术可以实现大规模储电，投资和运行成本低已经是储能技术研究人员的共识。但在推广过程中遇到的主要问题一是由于压缩空气的能源密度相对低，因此，要实现大规模储电就要有大型的储气装置，另一方面，系统在放电过程中，都要消耗一定量的燃料。传统的CAES技术还依赖于化石燃料，这两个因素影响了该技术的推广应用。为有效克服这两个方面的不足，学者提出了不同的实施方案，如提出了绝热压缩空气储能技术（A-CAES），液化空气储能技术（LAES）、超临界压缩空气储能技术（SC-CAES）以及和可再生能源发电技术耦合的CAES技术等。

CAES技术的发展趋势就是改变系统储气室依赖的方式，减少温室气体的排放，因此，该技术的发展趋势应为以液态空气储能技术为基础的超临界压缩空气储能技术（SC-CAES）技术会向三个方向发展，一是小型化，与可再生能源发电系统匹配，有效减弱可再生能源先天性不稳定的影响，一是大型化，与电网匹配，为一个地区的供电稳定，提高供电安全性服务。一个是微型化，特别是在生产工艺有大量余热又消耗大量电能的大型企业，建造微型SC-CAES系统，利用蜂谷电价，减少企业生产成本。

总的来说，压缩空气储能技术基本成熟，是能与抽水蓄能方式相媲美的大规模储电技术。由于储电规模大，成本低，在风力发电、光伏发电快速发展，又具有间歇性难以回避的大背景下，CAES储能技术已经获得广泛的认可，不同形式的CAES必将获得长足发展，以满足电网、用户不同级别的储电需求，特别是超临界压缩空气储能技术。

6 结 论

本文在分析传统压缩空气储能（CAES）技术的工作原理和技术特点的基础上，总结并分析了不同的压缩空气储能技术的方案，并给出了评价不同系统性能的技术参数。再分析国内外CAES技术研究及应用现状部分。最后通过不同压缩空气储能技术方案的对比分析了 A-CAES、LAES、SC-CAES和LCES系统的先进性、竞争优势与不足，分析了未来CAES的技术的发展趋势。

参考文献：

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