压缩空气储能技术研究进展

张新敬，陈海生，刘金超,2，李文，谭春青

（1中国科学院工程热物理研究所，北京 100190；2 中国科学院大学，北京 100049 ）

电力储能系统通过一定介质存储电能，在需要时将所存能量释放发电。发展电力储能系统是可再生能源大规模利用的迫切需要，也是提高常规电力系统效率、安全性和经济性的有效途径，同时还是智能电网和分布式能源系统的关键技术[1-3]。目前已有电力储能技术包括抽水电站（pumped hydro）、压缩空气（compressed air energy storage , CAES）、蓄电池（secondary battery）、液流电池（flow battery）、超导磁能（superconducting magnetic energy storage system, SMES）、飞轮（flywheel）和电容/超级电容（capacitor/supercapcitor）等。但由于容量、储能周期、能量密度、充放电效率、寿命、运行费用、环保等原因，迄今已在大规模（如100 MW以上）商业系统中运行的储能系统只有抽水电站和压缩空气两种[2-4]。

抽水电站具有技术成熟、效率高、容量大、储能周期长等优点，是目前广泛使用的电力储能系统。截至2009年，全球已有约200座抽水电站储能系统在运行，总装机容量超过100 GW（其中欧洲43.86 GW、日本25.46 GW、美国22.16 GW等）。但是，抽水电站储能系统需要特殊的地理条件建造两个水库和水坝，选址非常困难，建设周期很长（一般约7～15年），初期投资巨大，甚至会大面积淹没植被甚至城市，导致生态和移民问题。因此，建造抽水电站受到越来越多的限制[2-3,5-6]。

压缩空气储能系统是另一种能够实现大容量和长时间电能存储的电力储能系统[7]。它通过压缩空气储存多余的电能，在需要时，将高压空气释放通过膨胀机做功发电。自从1949年Stal Laval提出利用地下洞穴实现压缩空气储能以来[5]，国内外学者对此开展了大量的研究和实践工作，并已有两座大型电站分别在德国和美国投入商业运行。另外日本、意大利、以色列等国也分别有压缩空气储能电站项目正在建设过程中[7-9]。我国虽然对压缩空气储能系统的研发起步较晚，但随着电力负荷峰谷比快速增加、可再生能源特别是风力发电的迅猛发展，迫切需要研究开发一种除抽水电站之外，能够大规模长时间使用的储能技术。因此，对压缩空气储能系统的研究已经得到相关科研院所、电力企业和政府部门的高度重视，是目前大规模储能技术的研发热点[3,10-12]。

本文将对压缩空气储能技术的研究进展进行综述，包括压缩空气储能系统的原理、功能、应用情况、技术分类、关键部件和系统性能分析等，最后对压缩空气储能技术的发展趋势进行展望。

1 压缩空气储能系统概述

1.1 工作原理

压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统。如图1所示，燃气轮机的工作原理是，空气经压缩机压缩后，在燃烧室同燃料一同燃烧升温，然后高温高压燃气进入涡轮膨胀做功。燃气轮机的压缩机需消耗约2/3的涡轮输出功，因此燃气轮机的净输出功远小于涡轮的输出功。压缩空气储能系统的压缩机涡轮不同时工作（图2），在储能时，压缩空气储能系统耗用电能将空气压缩并存于储气室中；在释能时，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室同燃料一起燃烧后，驱动涡轮发电。由于储能、释能分时工作，在释能过程中，并没有压缩机消耗涡轮的输出功。因此，相比于消耗同样燃料的燃气轮机系统，压缩空气储能系统可以多产生1倍以上的电力[7,9]。

压缩空气储能系统一般包括6个主要部件：①压缩机，一般为多级压缩机带级间冷却装置；②膨胀机，一般为多级涡轮膨胀机带级间再热设备；③燃烧室及换热器，用于燃料燃烧和回收余热等；④储气装置，地下或者地上洞穴或压力容器；⑤电动机/发电机，分别通过离合器和压缩机以及膨胀机联接；⑥控制系统和辅助设备，包括控制系统、燃料罐、机械传动系统、管路和配件等。

图1 燃气轮机系统原理图Fig. 1 Schematic diagram of gas turbine system

图2 压缩空气储能系统原理图Fig. 2 Schematic diagram of CAES system

1.2 功能

压缩空气储能系统是一种技术成熟、可行的储能方式，在电力的生产、运输和消费等领域具有广泛的应用价值[13]。具体包括：

（1）削峰填谷 发电企业可利用压缩空气储能系统存储低谷电能，并在用电高峰时释放使用，以实现削峰填谷；

（2）平衡电力负荷 压缩空气储能系统可以在几分钟内从启动达到全负荷工作状态，远低于普通的燃煤/油电站的启动时间，因此更适合作为电力负荷平衡装置；

（3）需求侧电力管理 在实行峰谷差别电价的地区，需求侧用户可以利用压缩空气储能系统储存低谷低价电能，然后在高峰高价时段使用，从而节约电力成本，获得更大的经济效益；

（4）应用于可再生能源 利用压缩空气储能系统可以将间歇的可再生能源拼接起来，以形成稳定的电力供应；

（5）备用电源 压缩空气储能系统可以建在电站或者用户附近，作为线路检修、故障或紧急情况下的备用电源。

1.3 应用现状

如上文所述，目前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，目前仍在运行中。机组的压缩机功率60 MW，释能输出功率为290 MW，系统将压缩空气存储在地下600 m的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×105m3，压缩空气的压力最高可达10 MPa。机组可连续充气8 h，连续发电2 h。冷态启动至满负荷约需 6 min，在25%负荷时的热耗比满负荷高211 kJ，其排放量仅是同容量燃气轮机机组的1/3，但燃烧废气直接排入大气。该电站在1979—1991 年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%，平均可用率86.3%，容量系数平均为33.0%～46.9%。

第二座是于1991年投入商业运行的美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站。其储气洞穴在地下450 m，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5 MPa。该储能电站压缩机组功率为50 MW，发电功率为110 MW，可以实现连续41 h空气压缩和26 h发电，机组从启动到满负荷约需9 min。该机组增加了回热器用以吸收余热，以提高系统效率。该电站由Alabama州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制。1992年储能耗电46 745 MW·h，净发电量39 255 MW·h[16-17]。

美国Ohio州Norton从2001年起开始建设一座2700 MW的大型压缩空气储能商业电站，该电站由9台300 MW机组组成。压缩空气存储于地下670 m的地下岩盐层洞穴内，储气洞穴容积为9.57×106m3，其设计发电热耗为4558 kJ/(kW·h)，压缩空气耗电0.7(kW·h)/(kW·h)。美国Iowa州的压缩空气储能电站也正在规划建设中，它是世界上最大风电厂的组成部分，该风电厂的总发电能力将达到3000 MW。该压缩空气储能系统将针对75～150 MW的风电场进行设计，系统将能够在2～300 MW宽范围内工作，从而使风电厂在无风状态下仍能正常工作。

日本于2001年投入运行的上砂川盯压缩空气储能示范项目位于北海道空知郡，输出功率为2 MW，是日本开发400 MW机组的工业试验用中间机组。它利用废弃的煤矿坑（约在地下450 m处）作为储气洞穴，最大压力为8 MPa。瑞士ABB公司（现已并入阿尔斯通公司）正在开发联合循环压缩空气储能发电系统，该项目发电机用同轴的燃气轮机和汽轮机驱动。储能系统发电功率为422 MW，空气压力为 3.3 MPa，系统充气时间为8 h，储气洞穴为硬岩地质，采用水封方式。该系统的燃烧室和燃气涡轮都分别由高压和低压两部分构成，采用同轴的高、中、低压3个涡轮，机组效率可达70.1%。目前除德国、美国、日本、瑞士外，俄罗斯、法国、意大利、卢森堡、南非、以色列和韩国等也在积极开发压缩空气储能电站。

我国对压缩空气储能系统的研究开发起步比较晚，但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[2]。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、华中科技大学等单位对压缩空气储能电站的热力性能、经济性能、商业应用等进行了研究，但大多集中在理论和小型实验层面，目前还没有投入商业运行的压缩空气储能电站。

2 压缩空气储能系统的分类

自20世纪40年代以来，关于压缩空气储能系统的研究和开发一直非常活跃，先后出现了多种形式的压缩空气储能系统。根据分类标准的不同，可以做如下3种分类。

（1）根据压缩空气储能系统的热源不同，可以分为：①燃烧燃料的压缩空气储能系统；②带储热的压缩空气储能系统；③无热源的压缩空气储能系统。

（2）根据压缩空气储能系统的规模不同，可以分为：①大型压缩空气储能系统（单台机组规模为100 MW级）；②小型压缩空气储能系统（单台机组规模为10 MW级）；③微型压缩空气储能系统（单台机组规模为10 kW级）。

（3）根据压缩空气储能系统是否同其它热力循环系统耦合，可以分为：①传统压缩空气储能系统；②压缩空气储能-燃气轮机耦合系统；③压缩空气储能-燃气蒸汽联合循环耦合系统；④压缩空气储能-内燃机耦合系统；⑤压缩空气储能-制冷循环耦合系统；⑥压缩空气储能-可再生能源耦合系统。

2.1 按热源分类

2.1.1 燃烧燃料的压缩空气储能系统

燃烧燃料的传统压缩空气储能电站的基本工作原理如图2所示，图3给出了该系统的详细结构。相对于图2中的系统，图3中的压缩过程包括级间以及级后冷却；膨胀过程包括中间再热结构，这样可以提高系统的效率。Huntorf电站采用的系统结构同图3相同，其实际运行效率约为42%[16]。

图3 燃烧燃料的传统压缩空气储能系统Fig. 3 Schematic diagram of conventional CAES system using fuel

图4表示的是带有余热回收装置的压缩空气储能系统，它通过回收涡轮排气中的废热预热压缩空气，从而可以提高系统的热效率。美国McIntosh电站采用了如图4所示的系统结构，其效率约为54%。由于具有回热结构，McIntosh电站的单位发电燃料消耗相对于Huntorf电站节省了约25%[16-17]。

图4 带回热的传统压缩空气储能系统Fig. 4 Schematic diagram of conventional CAES system with recuperator

2.1.2 带储热的压缩空气储能系统

通常所说的带储热的压缩空气储能系统，又被称为先进绝热压缩空气储能系统（advanced adiabatic compressed air energy storage system,AACAES）[18]。压缩空气储能系统中空气的压缩过程接近绝热过程，产生大量的压缩热。如在理想状态下，压缩空气至10 MPa，能够产生650 ℃的高温[18]。带储热的压缩空气储能系统将空气压缩过程中的压缩热存储在储热装置中，并在释能过程中，利用存储的压缩热加热压缩空气，然后驱动涡轮做功，如图5所示。相比于图2和图4所示的燃烧燃料的传统压缩空气储能系统，由于回收了空气压缩过程的压缩热，系统的储能效率可以得到较大提高，理论上可达到70%以上；同时，由于用压缩热代替燃料燃烧，系统去除了燃烧室，实现了零排放的要求。该系统的主要缺点是：由于添加了储热装置，相比传统的压缩空气储能电站，该系统初期投资成本将增加20%～30%[7,18-19]。

图5 存储压缩热的压缩空气储能系统Fig. 5 Schematic diagram of CAES system with compressed heat storage and reuse

另一种重要的带储热的压缩空气储能系统，是通过存储外来热源代替燃料燃烧加热。这种压缩空气储能系统最重要的应用领域为太阳能热发电系统，如图6所示[20]。目前通过太阳集热器可以获得550 ℃以上的高温，但由于太阳能的间歇性和不稳定性，储热装置在太阳能热发电系统中具有先天的需求[21-25]。通过带储热的压缩空气储能系统，太阳能热能存储在储热装置中，在需要时加热压缩空气，然后驱动涡轮发电[25]，从而可以解决太阳能的间歇性和不稳定性问题。除太阳能热能外，电力、化工、水泥等行业的余热废热均可作为压缩空气储能系统的外来热源，因此带储热的压缩空气储能系统具有广泛的应用前景。图6还耦合了风力发电系统[20]，这里不详细论述，关于风力发电系统与压缩空气储能系统的耦合问题将在2.3.6节中详细讨论。

图6 存储外来热源的压缩空气储能系统Fig. 6 Schematic diagram of CAES system with external thermal energy storage

2.1.3 无热源的压缩空气储能系统

无热源的压缩空气储能系统既不采用燃烧燃料加热，也不采用其它外来热源，其结构如图7所示[26]。这种无热源的压缩空气储能系统的优点是结构简单，但系统能量密度和效率较低。因此，它仅应用在微小型系统中，用作备用电源、空气马达动力和车用动力等。图7为某微型压缩空气备用电源[24]，该系统的储存压力为30 MPa，储气装置由55个80 L的标准压缩空气储气罐组成。该系统的功率为2 kW，工作寿命约为20年，每年只需要4次检查补气，除此之外，几乎没有任何维护成本。

图 7 用作备用电源的压缩空气储能系统示意图Fig. 7 Schematic diagram of CAES system used as standby power

2.2 按照规模分类

2.2.1 大型压缩空气储能系统

引言:目前,罗哌卡因被较为广泛地应用于剖宫产术中的麻醉药物中。罗哌卡因不仅可以减少剖宫产产妇的手术痛苦,而且有较长的阻滞时间,优势显著[1]。相关研究表明,小剂量罗哌卡因复合舒芬太尼腰麻能够较好地应用于剖宫产手术中,并且麻醉效果良好[2]。但是罗哌卡因复合不同剂量舒芬太尼腰麻对手术麻醉效果以及产妇的影响存在较大差异。本文选取我院2016年7月至2017年4月收治的60剖宫产产妇研究小剂量罗哌卡因复合不同剂量舒芬太尼腰麻在剖宫产术中的麻醉效果,现报道如下。

传统的压缩空气储能系统均为大型系统，其单台机组规模为100 MW级，储气装置一般为废弃矿洞或岩洞等，储气洞穴的体积一般为105m3以上。大型压缩空气储能系统一般用作削峰填谷和平衡电力负荷，也可以用于稳定可再生能源发电输出。现有的2座商业运行的压缩空气储能电站均是大型系统，如图3和图4所示。

2.2.2 小型压缩空气储能系统

图8 小型压缩空气储能系统示意图Fig. 8 Schematic diagram of small-scale CAES system

小型压缩空气储能系统的规模一般在10 MW级，它利用地上高压容器储存压缩空气，从而突破了大型传统压缩空气电站对储气洞穴的依赖，具有更大的灵活性。相比于大型电站，它更适合于城区的供能系统—分布式供能、小型电网等，用于电力需求侧管理、无间断电源等；同时它也可以建于风电场等可再生能源系统附近，调节稳定可再生能源电力的供应等[27-31]。图8为文献[28]设计的功率为10 MW级的小型压缩空气储能系统。该系统的压缩机功率为15～16 MW，储存压力为7.9～8.3 MPa，约232 ℃的燃气进入高压膨胀机，减压至约1.2 MPa，通过再热换热器，最后通入涡轮发电。系统充气时间为5 h，可以连续供电9 h，其单位功率耗能约为4300～4400kJ/(kW·h)。为提高系统的效率，图8中的压缩机具有级间冷却结构，并将储气装置和水塔结合，通过水泵调节储气罐中的水位，可使储气罐内压力保持基本恒定。Allison公司燃气涡轮可以应用于小型的压缩空气储能系统，提供8～12 MW的功率，采用地上容器储气（10～14 MPa），供能时间3～5 h，以2004年计算，该小型电站的投资成本约为550美元/kW[32]。

2.2.3 微型压缩空气储能系统

微型压缩空气储能系统的规模一般在几千瓦到几十千瓦级，它也是利用地上高压容器储存压缩空气，主要用于特殊领域（如控制、通讯、军事领域）的备用电源、偏远孤立地区的微小型电网以及压缩空气汽车动力等[26,31-35]。图7表示的为一微型压缩空气储能系统[26]，该系统功率为2 kW，压缩空气存储压力为30 MPa，主要用于备用电源。图9为一种车用压缩空气动力系统[35]。该系统车载储气罐300 L，存储压力为30 MPa，可以驱动一辆质量为1000 kg的汽车以时速50 km/h行驶96 km，可基本满足城市日常市内交通的需要。

图 9 压缩空气动力汽车气动回路示意图Fig. 9 Schematic diagram of compressed air powered vehicle system

2.3 按照同其它热力循环系统的耦合方式分类

2.3.1 传统压缩空气储能系统

如图3和图4所示，传统的压缩空气储能系统不与其它热力循环系统耦合，不再赘述。为了提高系统工作方式的灵活性，改善系统的效率和适应特殊用途等，先后出现了多种压缩空气储能和其它热力循环系统耦合的系统。

2.3.2 压缩空气储能-燃气轮机耦合系统

图10 压缩空气储能与燃气轮机混合系统Fig. 10 Schematic diagram of CAES and gas turbine hybrid power system

图11 压缩空气储能-燃气/蒸汽联合循环系统示意图Fig. 11 Schematic diagram of CAES-gas turbine and steam turbine combined cycle

2.3.3 压缩空气储能-燃气蒸汽联合循环耦合系统

图11表示了压缩空气储能-燃气蒸汽联合循环耦合系统[9,42]，其工作模式包括：①压缩空气储能-蒸汽耦合模式，即系统通过压缩空气储能系统储能，同时耦合蒸汽循环吸收压缩空气过程的压缩热，如图11(b)所示；②压缩空气释能-蒸汽耦合模式，即系统通过压缩空气储能系统释能，同时耦合蒸汽循环回收压缩空气储能系统涡轮排气余热，如图11(c)所示；③燃气-蒸汽联合循环模式，即燃气蒸汽联合循环系统单独运行，如图11(d)所示；④压缩空气释能-燃气蒸汽联合循环模式［图11(a)］，即压缩空气释能同燃气蒸汽联合循环共同运行，用于产生高峰电能。可见，该系统耦合了压缩空气储能、蒸汽轮机和燃气轮机3种热力循环，相比于压缩空气储能-燃气轮机混合动力系统，具有如下优

点：①其工作方式更为灵活，更易于调节功率输出，达到优化运行工况；②由于耦合了蒸汽轮机循环，系统实现了对低品位余热的回收利用，因而系统效率将得到提高；③由于耦合了压缩空气储能系统，燃气-蒸汽联合循环的系统运行将更为稳定。文献[43]的研究表明，耦合了压缩空气储能系统的燃气-蒸汽联合循环系统，能够降低用电中高负荷燃气轮机能耗，功率成本下降约9美元/kW；同时混合系统的容量因子也得到提高。文献[43]的研究表明，耦合了压缩空气储能系统的整体煤气化燃气-蒸汽联合循环系统（IGCC），通过“削峰填谷”可以使整个系统稳定在80%以上的负荷下工作，从而大幅提高IGCC电站的工作稳定性。

2.3.4 压缩空气储能-内燃机耦合系统

由于单独的压缩空气储能汽车动力的能量密度较低（图9），其续航里程有限。因此，有关学者提出了压缩空气储能-内燃机耦合的汽车混合动力，如图12所示。该系统中压缩空气吸收内燃机余热后通过气动发动机产生动力，气动发动机与原有汽车发动机联合工作，提供汽车混合动力[44-47]。文献[47]分析了功率为11.8 kW的压缩空气储能-内燃机耦合系统，该系统的压缩空气的排气量为发动机流量的2倍，排气压力为0.15 MPa。研究表明，在额定工况下，气动发动机可以从内燃机排气和冷却水中吸收26%和20%的能量，从而降低内燃机的燃料消耗率。文献[45]也分析了一种基于传统汽车发动机和压缩空气储能系统的混合动力系统，该混合动力系统的内燃机驱动压缩机获得压缩空气，然后压缩空气与发动机尾气混合后，通过气动发动机输出轴功，安装该动力系统的汽车的热效率可以从15%提高至33%。文献[48]研究了压缩空气储能和柴油机耦合的混合动力系统，该系统的工作原理同图12类似，但主要用于分布式供能和小型/区域电网。该系统采用2台分别为60 kW和40 kW的柴油机，混合系统的油耗相比于单独柴油机供电可节约27%。

图12 压缩空气-内燃机混合动力系统Fig. 12 Schematic diagram of CAES and internal combustion engine hybrid system

2.3.5 压缩空气储能-制冷循环耦合系统

高压空气在膨胀过程中气体温度会大幅降低，因此可以作为制冷剂向用户供冷[49-50]。 文献[49]设计了一种压缩空气储能-制冷循环耦合系统，如图13所示。该系统用低谷电能压缩并存储空气；当需要制冷时，压缩空气进入空气涡轮膨胀机，一方面膨胀机输出功可以驱动另外一个蒸发制冷循环，另一方面，膨胀机后出口空气温度降低，可直接为用户提供冷气。以该系统为一个200 m2的房间供冷为例，系统每天持续工作10 h，可提供720 MJ的冷量，系统的性能参数（COP=制冷量/储能量）约为2.0，其运行成本低于同类型的蒸发压缩制冷循环和冰蓄冷系统[49-50]。

2.3.6 压缩空气储能-可再生能源耦合系统

风能、太阳能等可再生能源具有间歇性和不稳定性特征，压缩空气储能系统可以将间歇式可再生能源“拼接”起来，并稳定地输出，为可再生能源大规模利用提供有效的解决方案[48,51-56]。图14表示了压缩空气储能-风能耦合系统的示意图[57]。在用电低谷，风电厂的多余电力驱动压缩机，压缩并储存压缩空气；在用电高峰，压缩空气燃烧并进入燃气涡轮机发电，用以填补风电对电网/用户的供电不足。采用压缩空气储能-风能耦合的系统可将风电在电网中供电的比例提高至80%，远高于传统的40%的上限[57]。压缩空气储能系统与风力发电系统有两种耦合方式[55]：①在电力销售侧建造压缩空气储能系统，这样可以根据电能的消耗需求来调节储/释能，存储低谷低价电，而在高峰高价时段出售，从而产生优越的经济效益。但是，如果风电厂和储能系统分别管理，风电厂将不能分享储能得到的收益；②在风电厂侧建造压缩空气储能系统，根据风电厂的发电功率调节储/释能，并根据风电厂的容量因子调整输电线路的载荷，而不必根据最大发电功率配置输电线路，从而大幅提高输电线路的有效载荷。但是它根据发电功率调节储/释能，而不是根据市场的电力需求调节，因此将比第一种方式的经济性差。

图 13 压缩空气制冷系统示意图Fig. 13 Schematic diagram of CAES refrigeration system

图14 压缩空气储能-风能耦合系统示意图Fig. 14 Schematic diagram of CAES-wind power hybrid system

图15 双模式压缩空气储能-风能耦合系统示意图Fig. 15 Schematic diagram of dual mode CAES-wind power hybrid system

将风电系统与图10(a)所示的压缩空气储能-燃气轮机系统耦合，形成一种双模式压缩空气储能-风能耦合电力系统，如图15所示[56]。在储能模式下，风电驱动压缩机产生高压空气，并存入储气洞穴；释能时，压缩空气燃烧，并驱动涡轮做功；也可以直接切换至燃气轮机模式，风电驱动电动机-压缩机产生压缩空气，取代传统的燃气轮机中通过燃气涡轮带动压缩机部件压缩空气，这部分压缩空气进入燃烧室与天然气燃烧后做功。Zafirakis等[56]分析了一个25 MW的风电厂，如果该双模式系统的储气洞穴选用已有的地下岩洞（存储压力5 MPa），忽略其成本，那么其在5 MW功率下每天工作3 h提供高峰耗电量的成本约为280 美元/(MW·h)，低于当地的高峰电价成本[约350美元/(MW·h)]。

压缩空气储能系统还可以方便地同太阳能和生物质能耦合。如图6表示的压缩空气储能-太阳能热发电耦合系统[20]，既可以节省压缩空气储能系统的燃料成本，又可以提高太阳能热发电系统的稳定性。压缩空气储能系统也可以方便地同太阳能光伏发电电站耦合，以缓解光伏发电的间断性特点，稳定光伏发电的并网电量[58]。如果采用生物质代替天然气作为压缩空气储能的燃料，将可以降低系统温室气体的排放，并降低系统对天然气供应的依赖[58]。生物质一般首先汽化为合成气，然后应用到压缩空气储能系统中。如果计及政府对生物质发展的补贴以及相对较低的温室气体排放节省的费用，则将可以充分弥补因采用生物质燃料增加的费用，成为很有吸引力的技术[59]。

3 压缩空气储能系统性能分析

3.1 关键部件性能分析

3.1.1 压缩机和膨胀机

压缩机和膨胀机是压缩空气储能系统核心部件[7]，其性能对整个系统的性能具有决定性影响。尽管压缩空气储能循环与燃气轮机类似，但是燃气轮机的压缩机压比一般小于20[60-61]，而压缩空气储能系统的压缩机压比需达到40～80，甚至更高[7]。因此，大型压缩空气储能电站的压缩机一般采用轴流与离心压缩机组成多级压缩、级间和级后冷却的结构形式。如Huntorf电站采用的就是这种结构形式的压缩机，其压缩机成本约为170美元/kW[62]。而对于带储热的压缩空气储能系统，由于通常其压比高于传统的大型压缩空气储能电站，且需要添加储热单元，因此其成本要高于170美元/kW。小型压缩空气储能系统由于要求空间灵活性较高，为减少储气装置的体积，一般空气的存储压力更高；同时，由于系统的流量较小，采用单级或者多级往复式压缩机（约20 kW）比较合适。往复式压缩机可以提供高达30 MPa以上的压力，其投资成本为400～1500美元/kW[63]。

与压缩机类似，压缩空气储能系统膨胀机的膨胀比也远高于常规燃气轮机，因而一般采用多级膨胀加中间再热的结构形式。如Huntorf电站的膨胀机由两级构成，第一级从4.6 MPa膨胀至1.1 MPa，然后通过第二级完全膨胀。由于压力太高，第一级不能直接应用普通燃气轮机涡轮，Huntorf电站采用了改造过的蒸汽涡轮作为第一级使用。对于大型电站，膨胀机的投资成本约为185美元/kW[62,64]。小型的压缩空气储能系统可以采用微型燃气轮机涡轮部件、往复式膨胀机或者螺杆式空气发动机。如图8所示系统采用了 Mercury50型燃气轮机（约4.5 MW），但其涡轮需要工作在约1 MPa、1150 ℃的条件下。因此，在Mercury50燃气轮机涡轮前安装了一个前置涡轮，使空气压力从8 MPa降至1 MPa后，再进入燃气轮机燃烧室。该系统做功部分（燃烧室、前置涡轮、涡轮以及余热换热器）的总成本约为430美元/kW[28]。螺杆式空气发动机技术较成熟，其工作压力一般低于1.3 MPa，但效率较低，成本为500～1500美元/kW[65]，小型高压往复式膨胀机尚处于研究阶段，目前没有市场化的产品[66]。

3.1.2 储气设备

大型压缩空气储能系统要求的压缩空气容量大，通常储气于地下盐矿、硬石岩洞或者多孔岩洞[1,7,14,67]。已运行的两座电站（Huntorf 和McIntosh）均采用地下盐矿洞穴，其容积分别达到310 000 m3（Huntorf）和560 000 m3（McIntosh），每天的漏气量仅为总储气量的10-6～10-5，其储气洞的投资成本约为1～2美元/(kW·h)（储气所能产生的能量）[7,62]。如果采用新开掘的硬石岩洞，其投资成本较高[约30美元/(kW·h)]，而如果通过改造已存在的岩洞，将可以大幅降低其成本[约10美元/(kW·h)]，但是在储气的过程中，岩洞以及水泥输气管路存在漏气问题[7]。多孔岩洞如盐碱含水层，其投资成本较低，仅为0.11美元/(kW·h)，位于美国Iowa的电站将利用这种洞穴来储气[7]。

对于微小型压缩空气储能系统，采用地上高压储气容器可以摆脱对储气洞穴的依赖。文献[68]设计了一种储能能力为8 GW·h的地面压缩空气储能电站，它采用地上的直径为6 m，总长25 km的铁管为储气单元。文献[28]设计了一种地上储气装置，应用高强度的铁管竖直放置，可以承受8.3 MPa以上的压力，能够满足压缩空气电站对储气设备的要求。目前市场上的高压储气罐容许压力可以达到30 MPa以上[28,69]。

另一方面，储气装置的体积一般是固定的，如果不采取措施，储气装置内部压力将随着膨胀过程逐渐减小；采用稳压（降压）阀可以稳定膨胀机的进口压力，但会引起一定量的能量损失。图16给出了一种地下储气洞和地上蓄水池结合的恒压储气系统，该系统利用地上蓄水池和地下储气洞之间的落差形成一个基本稳定的水压头，从而可以保证储气装置内的压力基本稳定[7,27,67,70]。与此类似，如果地上的储气设备连接一个水泵和蓄水池（图8），也可以使存储气体稳定在一定的压力范围内[27-28]。

图16 恒压储气系统示意图Fig. 16 Schematic diagram of constant pressure air storage system

3.1.3 燃烧室

相对于常规燃气轮机燃烧室（压力一般低于2 MPa），压缩空气储能系统的高压燃烧室的压力（4～5 MPa）较大。因此，燃烧过程中如果温度较高，可能产生较多的污染物（NOx等），因而高压燃烧室的温度一般控制在500 ℃以下。Huntorf电站的第一级涡轮（4.6 MPa）前燃烧室温度为500 ℃；图8的设计方案中，高压（约8.3 MPa）燃烧室的出口温度仅约为232 ℃。为了降低高压燃烧的污染排放，对于多级膨胀涡轮，也可以在第一级膨胀之后再安装燃烧室，同时采用回收尾气余热来加热初始压缩空气，其温度也可以达到400～600 ℃[9,64,71]。这样一方面可以降低污染物的生成，同时可以充分利用余热以降低系统燃料消耗率和提高系统效率。

3.1.4 储热系统

在压缩空气储能系统中，储热单元根据不同结构，可以分为固定式和流动式；根据储热材料是否相变，可以分为显热和相变（潜热）储热；根据储能材料的形态，可以分为固态（如岩石、陶瓷、金属等）、液态（如各种油、盐溶液、水等等）、气态以及固液混合、气液混合等。储能材料应该具有较大的比热容、宽广的温度范围、对环境友好等特点[3,23,72-75]。文献[75]对比分析了多种相变储能材料（PCM）的热物理性能，见表1。其中Li-CaF2（质量比80.5∶19.5）混合物熔点为767 ℃，熔解热为816 kJ/kg，比热容为1770 kJ/(kg·K)（固态）和1.77kJ/(kg·K)（液态），密度为2930 kg/m3，是高温储热较理想的材料之一。相变储热材料结构可以做成如图17所示的多种形式。

如果采用液态材料储存热能，可以采用两个隔热储罐结构形式，如图18所示[76-77]。图18采用的储热材料为40% KNO3和60% NaNO3的混合物，该混合物在290～550 ℃为液态，冷、热态储热材料分别存储在两个隔热储液罐中，通过液泵驱动实现储/释热过程[25]。

表 1 各种储能材料及其应用Table 1 Various energy storage materials and applications

图17 相变储能材料结构示意图Fig. 17 Schematic diagram of PCM energy storage structure

图18 液态储能系统结构示意图Fig. 18 Schematic diagram of liquid material energy storage structure

3.2 系统性能比较

3.2.1 不同类型压缩空气储能系统性能比较

表2总结了文献中各种不同压缩空气储能系统的性能参数。为便于比较，表2还引入了燃气轮机联合循环（NGCC）作为参考。由表2可见，各种压缩空气储能系统的性能参数基本一致，但小型压缩空气储能系统的储气压力明显高于其他类型的系统。AA-CAES由于不燃烧燃料，温室气体排放最少，但由于添加了储热装置，因而其投资成本相比传统压缩空气储能系统高，达到1000美元/kW。压缩空气储能-风能耦合系统由于考虑了风电厂的建造成本，因而其投资成本较高，由于风电为绿色能源，该系统的温室气体排放较低。

表 2 不同类型压缩空气储能系统参数对比Table 2 The parameter comparison of different compressed-air energy storage systems

3.2.2 压缩空气储能系统同其它类型储能系统比较

文献[80]比较了已运行的不同类型储能系统的性能参数，如图19所示，同其它储能技术相比，压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点，具体如下。

（1）压缩空气储能系统适合建造大型电站（＞100 MW），仅次于抽水电站；压缩空气储能系统可以持续工作数小时乃至数天，工作时间长，如图19(a)所示。

（2）压缩空气储能系统的建造成本和运行成本均比较低，远低于钠硫电池或液流电池[7,81]，也低于抽水蓄能电站，具有很好的经济性，如图19(b)所示。

（3）压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40～50年；并且其效率可以达到70%左右，接近抽水蓄能电站，如图19(c)所示。

文献[3]也指出了压缩空气储能系统的缺点，列举如下。

（1）传统的压缩空气储能系统不是一项独立的技术，它必须同燃气轮机电站配套使用，而且传统的压缩空气储能系统仍然依赖燃烧化石燃料提供热源，一方面面临化石燃料逐渐枯竭和价格上涨的威胁，另一方面其燃烧仍然产生氮化物、硫化物和二氧化碳等污染物，不符合绿色（零排放）、可再生的能源发展要求。

图 19 压缩空气储能与不同类型储能技术对比Fig. 19 Comparison of CAES with various energy storage technologies

（2）压缩空气储能系统比较适合于大型系统，小型压缩空气储能系统一般应用于一些特殊的领域效率不高，而大型系统需要特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，大大限制了压缩空气储能系统的应用范围。

4 结 语

综述了压缩空气储能技术的原理、功能和应用情况，对文献中报道的压缩空气储能系统进行了分类，分析了不同类型压缩空气储能系统的技术特点，并对压缩空气储能系统的关键部件和系统性能进行了分析比较，得出如下结论。

（1）压缩空气储能系统通过压缩空气储存多余的电能，在需要时，将高压空气释放通过膨胀机做功发电。它是一项能够实现大规模和长时间电能存储的成熟储能技术，是目前大规模储能技术的研发热点。目前世界上多个国家正在大力发展压缩空气储能技术，并已有两座电站投入商业运行。

（2）压缩空气储能系统在电力的生产、运输和消费等领域具有广泛的用途，包括削峰填谷、平衡电力负荷、用户侧电力管理、可再生能源和备用电源等。

（3）根据压缩空气储能系统的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。根据压缩空气储能系统的规模不同，可以分为大型压缩空气储能系统、小型压缩空气储能系统和微型压缩空气储能系统。根据压缩空气储能系统的是否同其它热力循环系统耦合，可以分为不与其它热力循环系统耦合的传统压缩空气储能系统、压缩空气储能-燃气轮机耦合系统、压缩空气储能-燃气蒸汽联合循环耦合系统、压缩空气储能-内燃机耦合系统、压缩空气储能-制冷循环耦合系统和压缩空气储能-可再生能源耦合系统。

（4）压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点，但目前还存在传统压缩空气储能系统需要燃烧化石能源、小型系统的效率不高和大型系统需要特定的地理条件建造储气室等缺点。

通过分析发现，关于压缩空气储能技术的研发存在如下趋势。

（1）传统压缩空气储能系统将向压缩空气储能与其它类型电站（如燃气轮机和燃气蒸汽联合循环）耦合的方向发展，这样既可以提高系统的灵活性，又可提高整个系统的效率和经济性。

（2）带储热的压缩空气储能系统，除去了燃烧室，具有效率高、无污染的特点，并可以方便地和太阳能热发电系统结合，是压缩空气储能技术的重要发展方向，但需要性能良好的储热材料和设备。

（3）小型压缩空气储能系统结构简单，功能灵活。它利用高压容器代替储气洞穴，能够摆脱传统压缩空气储能系统对地形的依赖，可以用于备用电源、汽车动力和分布式供能系统等，具有广泛的应用前景。

（4）压缩空气储能与可再生能源的耦合系统可以解决可再生能源的间断性和不稳定性问题，是提高风能、太阳能等可再生能源的容量因子和大规模利用可再生能源的迫切需要，将是压缩空气储能技术的近期主要发展方向。

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