摘要：近年来，储能技术及储能产业发展受到的关注度持续升温。在此背景下，本文对压缩空气储能技术及其商业应用场景进行了分析与综述。通过梳理国内致力于压缩空气储能技术示范的研究团队及其技术特点，较为全面的反映了国内压缩空气储能技术的发展方向；在此基础上，介绍了已投运数十年的德国汉特福及美国阿拉巴马州两座商业化压缩空气储能电站的配置参数及运行经验，综述了近年来国内外针对多种新型压缩空气储能技术的示范进展状况。结合压缩空气储能技术梳理、商业化储能电站回顾及新型压缩空气储能技术示范进展综述三方面的工作，可为国内压缩空气储能技术发展及国家多部委大力推动的储能行业发展提供借鉴。在本文最后，从电源侧储能、电网侧储能及用户侧储能三类应用场景分析了压缩空气储能技术的适应性及应用潜力。
（来源：微信公众平台“南方能源建设”ID：EnergyGEDI 作者：郭祚刚，马溪原，雷金勇，袁智勇）
引言
能源是国民经济赖以发展的物质基础，依据《可再生能源发展“十三五”规划》设定的发展目标，非化石能源占一次能源消费比重在2020年与2030年将分别达到15%与20%，至2020年全国可再生能源发电装机容量将达到6.8亿千瓦，可再生能源发电电量将占据发电总量的27%[1]。
具备波动性及间歇性特点的可再生能源电能大规模并网，对电力系统安全稳定运行水平提出了更高要求。作为智能电网的重要组成部分，储能技术能够为电网运行提供调峰、调频及黑启动等多种服务，能够显著提高电力系统的灵活性及安全性。压缩空气储能技术是一种可以大容量推广的物理储能技术，为促进压缩空气储能技术发展，北京市科学技术委员会、广东省自然科学基金、“十二五”国家科技计划先进能源技术领域2013年度项目指南及国家重点研发计划高新领域2017年度项目指南等科技渠道均对先进压缩空气储能技术进行了资助。国家发改委及国家能源局等多部委联合于2017年9月发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（发改能源〔2017〕1701号）》明确提出开展10MW/100MWh级超临界压缩空气储能系统研发及示范[2]，于2019年6月进一步发布的《贯彻落实《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划》提出重点推进大容量压缩空气储能等重大先进技术项目建设，推动百兆瓦压缩空气储能项目实现验证示范[3]。
本文针对《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中涉及的压缩空气储能技术进行综述，梳理了国内致力于压缩空气储能技术工程示范的研发团队及其技术，在此基础上介绍全球两座大容量商业化压缩空气储能电站的运行情况，跟踪国内外新型压缩空气储能技术的工程示范最新进展，以较全面的视角对已投运多年的商业化储能站运行经验及近年来压缩空气储能技术的发展状况进行综述，同时以电源侧储能站场景、电网侧储能站场景及用户侧储能站场景为切入点开展了压缩空气储能技术的商业场景适用性分析，为压缩空气储能技术发展提供借鉴。
1 储能市场及储能技术
根据《储能产业研究白皮书2019》公布的储能预测数据[4]，至2025年我国的抽水蓄能累计装机容量将达到90GW，至2023年我国的电化学储能累计装机容量将达到20GW。
截至2018年底，我国的储能装机累计容量已经达到31.3GW，其中抽水蓄能电站累计容量为29.99GW，电化学储能电站的累计装机容量为1072.7MW，电化学储能电站中的锂离子电池储能累计装机容量最高，锂离子电池储能累计装机容量为758.8MW。相对于装机容量快速增长的电化学储能站，可大容量推广的压缩空气储能技术近年来处于快速发展中，国内已建成500kW容量等级[5]，1.5MW容量等级[6]及10MW容量等级[7]等多种容量规模的压缩空气储能示范电站，完成了多容量等级的技术验证工作。
储能技术包括机械储能及电化学储能两大类，其中大容量的机械储能技术主要包括抽水蓄能及压缩空气储能；大容量的电化学储能技术主要包括锂离子电池及铅炭电池等；典型的能量型储能技术及其优缺点详见表1。
表1 典型的能量型储能技术
2 国内压缩空气储能研发团队及其技术
2.1中科院工程热物理研究所储能团队
中科院工程热物理研究所设立了储能研发中心，由陈海生研究员担任储能研发中心主任，承担了包括国家重点研发计划项目“10MW级先进压缩空气储能技术研发与示范”及北京市科技计划项目“大规模先进压缩空气储能系统研发与示范”等在内的多项压缩空气储能研究项目，已建成1.5MW级压缩空气储能示范项目1座（系统效率52%[6]）及10MW级压缩空气储能系统示范项目1座（系统效率60.2%[7]），储能团队代表性专利之一为“超临界压缩空气储能系统”[8]。
2.2 南网科研院新能源与综合能源团队
南方电网科学研究院新能源与综合能源团队在海上风电、储能、微电网及综合能源等领域具有技术积累。新能源与综合能源团队成员郭祚刚博士在压缩空气储能领域具有多年研发经历，现为南方电网公司大容量储能重大科研团队成员。
郭祚刚博士自2012年开始研发新型压缩空气储能技术，完成了新型压缩空气储能博士后课题，同时承担了包括广东省自然科学基金在内的多项压缩空气储能课题，从市场需求及商业推广角度研发新型压缩空气储能技术[9-11]。在新型压缩空气储能技术研发过程中，通过引入喷射调压系统克服了降压阀调压存在较大压力能损失的技术缺陷，较大幅度提升储能系统性能，代表性专利之一为“压缩空气储能系统”[12]。
2.3 清华大学电机系储能团队
清华大学电机系压缩空气储能团队由梅生伟教授担任负责人，参与了安徽芜湖高新区的“500kW压缩空气储能系统示范项目”课题，项目所需的3000万资金由国家电网投资，项目于2014年11月首次发电成功[5, 13]。据文献报道[14]，“500kW压缩空气储能系统示范项目”的最大发电功率达到了420kW，单次循环发电量为360kWh，储能效率为33%。清华大学电机系储能团队的代表性专利之一为“一种50MW绝热压缩空气储能方法”[15]。
2.4 中科院过程工程研究所储能团队
丁玉龙教授曾担任利兹大学-中科院过程工程研究所联合储能技术研究中心首任主任，现为英国伯明翰大学-国家电网全球能源互联网欧洲研究院联合实验室共同（创建）主任。丁玉龙教授储能团队利用液态空气具有密度大且易于储存的特点，研发液态空气储能技术，储能团队代表性专利之一为“液态空气储能系统能效提升装置及方法”[16]。
2.5 国网全球能源互联网研究院储能团队
国家电网的全球能源互联网研究院储能团队致力于液态压缩空气储能技术的研发，储能团队在压缩空气储能领域已取得多项发明专利授权，代表性专利之一为“一种储罐增压型的深冷液态空气储能系统”[17]。另据报道[18]，全球能源互联网研究院压缩空气储能团队在江苏吴江区同里镇开展500kWh的液态压缩空气储能示范工程建设。
3 商业化压缩空气储能电站
3.1 德国汉特福商业化压缩空气储能电站
德国汉特福（Huntorf）压缩空气储能电站是全球首座投入商业运行的压缩空气储能电站，该项目在1978年服役。Fritz Crotogino等人[19]在2001年美国Florida州举办的春季会议上分享了德国汉特福电站自1978年至2001年的20余年间运行经验，同时提供了汉特福储能电站的配置参数。
图1 德国汉特福储能电站流程示意图
图2 德国汉特福储能电站航拍图
图1为汉特福储能电站流程示意图，图2为汉特福储能电站的航拍实景照片。储能电站包括两处地下储气洞穴，在电能储存时空气压缩机组消耗电能制备高压力的空气并注入两处地下储气洞穴中；在电能输出时，地下储气洞穴内高压力空气经过阀门稳压实现压力稳定，在燃烧器内与天然气实现参混燃烧与温度提升后直接进入膨胀机做功。汉特福储能电站的两台膨胀机之前都设置了燃烧器，末级膨胀机的高温乏气直接通过烟囱排放。
表2为文献[19]提供的德国汉特福电站的配置参数，储能电站按照电能输出与电能储存阶段空气质量流速比为4:1进行设计，储能电站可连续储能12小时，连续输出电能3小时。
表2 德国汉特福储能电站配置参数
图3 德国汉特福储能电站年度启动次数
图3给出了德国汉特福储能电站的压缩机组及膨胀机组每年的启动次数。在投运之初，该储能电站主要充当紧急备用电源角色，当电网内其他电源出现故障时，向电网提供有功输出支持，机组的平均启动可靠性为97.6%，截止目前该储能电站仍在运营[19, 20]。在1978年首次投用时，储能电站的压缩机组就启动将近400次，膨胀发电机组启动次数也超过250次；到1979年，膨胀发电机组启动次数达到了450次左右。自1985年之后，汉特福压缩空气储能电站所在的电网接入了大容量的抽水蓄能电站，电网减少了对压缩空气储能电站的调用频次。
图4 空气释放过程储气洞穴内压力及温度变化趋势
德国汉特福压缩空气储能电站在电能输出阶段，储气洞穴内空气温度随着压缩空气以417kg/s的质量流速持续释放而相应下降，温度总下降幅度约20℃。在储气洞穴注入气流及流出气流过程中，储气洞穴内压缩空气与洞穴壁面1米厚度左右的岩石层存在热交换行为[19]。
