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一、压缩空气储能（Compressed-Air Energy Storage, CAES ） 一、压缩空气储能（Compressed-Air Energy Storage, CAES ）
压缩空气储能（Compressed-Air Energy Storage, CAES ）
是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。
自1949年StalLaval提出利用压缩空气储能以来，国内外学者进行了大量的研究。目前世界上已有两座大型传统的压缩空气储能电站投入运营。1978年，第一台商业运行的压缩空气储能机组在德国的亨托夫（Huntorf）诞生。1991年5月第二座电站在美国阿拉巴马州麦金托夫市（Mcintosh）投入运行。目前关于压缩空气储能系统的形式也是多种多样，按照工作介质、存储介质与热源可以分为：传统压缩空气储能系统（需要化石燃料燃烧）、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统。
二、压缩空气储能的相关研究 1、压缩空气储能概述
储能技术在电力系统中具有削峰填谷,一次调频,提高电网稳定性,改善电能质量,提高电网利用率,提高可再生能源的利用率等重要作用。介绍了抽水储能,飞轮储能,压缩空气储能,钠硫电池储能,锂离子电池储能,液流电池储能等典型储能技术以及各自的国内外研究动态,比较了各种储能技术的优缺点,并对储能技术在电力系统中的不同应用进行了综述。
压缩空气蓄能电站优点：
改进电网负荷率，提高了经济性，使系统中大型发电机组的负荷波动减小，提高了可靠性。和抽水蓄能电站相比，压缩空气储能站址选择灵活，不需建造地面水库，地形条件容易满足。压缩机由电网供电的电动机驱动，因此汽轮机的输出功率全部用于发电，其发电功率是常规燃汽轮机电站的3倍。同时由于大量能量储存在空气和燃料中，与抽水蓄能电站相比，有很高的能量密度。压缩空气蓄能电站在压缩空气瞬间即可使用，在无照明的条件下也可以启动而且启动快，3分钟即可从空载达到额定出力，提高了系统的灵活性，适于作旋转备用。压缩空气蓄能电站可以积木式地组装，可以实现模块化。一座220MW的电站可用25～50 MW的小型压缩空气蓄能电站积木式地逐年扩建发展。[1]
压缩空气储能系统通过压缩空气存储多余的电能,在需要时,将高压空气释放通过膨胀机做功发电,在电力的生产,运输和消费等领域具有广泛的用途,是目前大规模储能技术的研发热点.综述了压缩空气储能技术的研究与应用现状,包括工作原理,功能和应用情况,分析了压缩空气储能系统的类型和技术特点,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,最后指出了压缩空气储能技术的发展趋势.[2]
2、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），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.[2]
3、压缩空气储能系统构成
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.
4、压缩空气储能系统功能
（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
5、压缩空气储能分类 （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
6、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 ompressed air energy storage system, AACAES）。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。
相比于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、压缩空气储能-风能耦合的系统
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。压缩空气储能系统与风力发电系统有两种耦合方式：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。
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。
8、压缩空气储能优点 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。 （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，也低于抽水蓄能电站，具有很好的经济性。 （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。 9、压缩空气储能缺点
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。
压缩空气储能被公认为是一种比较适合大规模系统的储能技术.本文对压缩空气储能的技术原理和发展现状进行了简要讲解,包括工作原理,工作过程,关键技术,发展现状,应用领域等.[3]
三、基于压缩空气储能的风电场功率调节及效益分析
风能的间歇性和波动性给风力发电大规模并网应用带来了不利影响,利用储能技术能够很好地解决该问题,然而昂贵的成本一直是制约储能技术应用的瓶颈.文中提出了基于压缩空气储能(CAES)的风电场功率调节系统的额定功率以及容量的设计,在满足风电并网标准的前提下尽可能减小储能装置的规模,并利用仿真加以分析验证.建立了CAES装置效益评估模型,将CAES电站与传统的火力调峰.[4]
为满足《入网规定》的要求以及控制储能装置的成本，以平抑风电功率数１０ｍｉｎ级的波动为目标设计 ＣＡＥＳ电站容量，能够合理有效地平抑风电场功率波动，提高储能装置实际应用的可行性。按《风电场接入电力系统技术规定》对于装机容量大于１５０ＭＷ 的风电场，其１０ｍｉｎ功率最大变化率不得超过１００ＭＷ。
由于 ＣＡＥＳ电站对于波动功率进行调节，使得风电场注入电网的有功功率波动明显减小。储能电站最大输出功率为４６１．７ＭＷ，约占风电场总装机容量的３８．５％。
压缩空气储能是目前大规模电力储能技术研发的热点,是支撑可再生能源发展的关键技术之一,在新能源并网发电,电网调峰等领域有广泛的应用空间.介绍了空气压缩设备的发展状况,总结了绝热压缩设备效率的不足,分析了螺杆式空压机提升能效的关键因素.比较了压缩空气储能所经历的传统燃气补热压缩,非燃气补热的绝热压缩,等温压缩等阶段不同类型的储能原理和效率,介绍了等温压缩空气储能的实现方法和进展,并结合当前专利情况展望了未来压缩空气储能的技术发展方向.[5]
四、先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES)
依托于国家自然科学基金项目、中国科学院重要方向性项目等重要科研项目,以新型超临界压缩空气储能系统、先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES)等为研究对象,从系统集成、热力性能分析、多系统比较等方面开展深入研究,试图寻求能够满足高效、高储能密度和环保要求的大规模储能技术。针对传统压缩空气储能(CAES)依赖化石燃料、储能到释能过程压力损失大的缺陷,开展了储气室压力恒定的AA-CAES的热力性能研究。构建了定压运行的AA-CAES系统热力学模型,分析了系统效率与换热器效能、压缩机总压比、级数和压比分配之间的关联关系,利用MATLAB软件对系统进行了数值模拟,揭示系统效率随压缩机总压比、级数、换热器效能的变化规律,并对系统各级压比分配进行了优化。针对传统CAES依赖大型储气室和化石燃料等应用瓶颈,开展了超临界压缩空气储能系统的热力性能研究,利用Aspen Plus软件构建了系统模型,揭示了储能压力、释能压力、关键设备效率、换热温差和压损等参数对系统性能的影响规律,找出对系统性能影响的关键设备和关键参数。为了提高超临界压缩空气储能系统的热力性能,针对系统中的节流阀液化装置进行了改进,将节流液化装置升级为膨胀液化装置,以及节流和膨胀联合液化装置,改进系统的效率较原系统有较大幅度的提高。利用Aspen Plus软件构建了改进超临界压缩空气储能系统模型,揭示了关键参数对系统性能的影响规律。为了更加明确各种压缩空气储能系统特征,开展了原有超临界压缩空气储能、改进超临界压缩空气储能、AA-CAES和传统CAES之间比较研究。从系统效率、储能密度和系统流程特点等方面进行了全面比较,总结出各系统的优缺点。[6]
当前,电力的消耗量持续增长,但是电力的生产能力以及输运网络的建设等的发展相对滞后；可再生能源（风能、太阳能等）电力在总的电力供应中的份额逐渐增加,但是可再生能源的发电存在固有间歇性的缺点；在用户侧,电力的消耗在一天中并不是恒定的,具有能耗的峰值和低谷等,这些问题增加了目前电力系统的复杂性以及不安全性。迫切需要引进新技术来解决电力生产、输运、消耗过程中面临的问题。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解决目前可再生能源大规模利用瓶颈的迫切需要,也是提高常规电力系统效率、安全性和经济性的有效途径和发展分布式能源系统的关键技术。本文研究了基于压缩空气的储能系统的性能。该技术以压缩空气的形式存储用电低谷时的盈余电力或者来自可再生能源的电力；当用电高峰时,压缩空气吸收外界热量,膨胀做功产生电力,满足用电高峰需要。本研究首先回顾了压缩空气储能技术的研究进展,并进行了压缩空气储能系统的热力学分析,对比分析了不同类型的压缩空气储能技术的性能,为发展该技术提供参考。为了进一步探讨压缩空气储能存在的问题以及高压、绝热或者辅助热源的条件下的系统性能,研究者设计并搭建了小型压缩空气实验台。实验台主要包括高压压缩机、高压储气罐、加热器、膨胀机、动力测试系统以及数据采集系统。实验中,通过一台多级、往复式压缩机得到260bar的高压压缩空气,如果不计及压缩热存储,压缩机的效率在30%～43%之间,如果计及压缩热的回收,其效率将达到42～65%。以储气罐为研究对象,整个储能过程是一个变压的过程,储能过程的效率为25%～35%（不计及压缩热存储）；如果存储压缩热,那么其效率将为35%～60%。膨胀机的出功在200～1650W之间,其气动效率为10%～35%。由于本实验采用的压缩机、膨胀机等部件的效率不太高,因此系统的总体效率不高,储气压力和膨胀压力对系统总体性能的影响不明显。依据实验结果,本研究讨论了提高储能系统总体性能的几种方法：①选用或者设计适合于本实验的高效率压缩机和膨胀机将可以大幅度提高压缩空气储能系统的性能,储能效率最大可以在65%以上。②储能过程中多级压缩机设计为变压工作模式,取代多级压缩机恒压工作、变压储气过程,将可以相对节省压缩空气过程能量；释能过程中,如果选用变压比的膨胀机,取代恒压工作的多级膨胀机,那么释能过程将可以使系统总输出功相对增加。③通过与常规动力系统相耦合,形成混合动力系统,可以增加储能系统的输出功,提高其效率。并且混合动力系统具有较高的总体效率,最大增幅在10%以上,提高了传统动力系统的燃料利用率,降低单位出功的温室气体排放,降幅可达40%以上。本部分的研究表明,压缩空气/液氮储能系统具有较好的工作性能和较强的应用灵活性,是一种值得研究和发展的能源动力系统。[6]
压缩空气储能被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一;本文针对压缩空气储能系统变工况运行的需求和储气装置与膨胀机设备入口存在压力损失的问题;提出采用喷嘴配气降低节流损失的方法;并通过计算流体动力学方法对MW级压缩空气储能系统中某闭式向心膨胀机调节级进行了整机全周数值计算与分析;通过调整各喷嘴组进口的气体状态;研究喷嘴配气对调节级性能的影响;研究结果表明;喷嘴配气条件下;调节级流量可在额定流量的0.86~1.42倍之间变化;满足调节需求;流量额定时;运行全过程调节级出功相比节流配气调节时可提高11.2%;总效率最大可提升9.4%;通过以上研究;揭示了喷嘴配气方式对向心膨胀机性能影响的机理;为喷嘴配气向心膨胀机的设计,优化及系统运行控制提供了理论依据;[7]
风能的间歇性和波动性给风力发电大规模并网应用带来了不利影响，利用储能技术能够很好地解决该问题，然而昂贵的成本一直是制约储能技术应用的瓶颈。文中提出了基于压缩空气储能（ＣＡＥＳ）的风电场功率调节系统的额定功率以及容量的设计，在满足风电并网标准的前提下尽可能减小储能装置的规模，并利用仿真加以分析验证。建立了 ＣＡＥＳ装置效益评估模型，将ＣＡＥＳ电站与传统的火力调峰机组进行比较，分析结果表明ＣＡＥＳ电站具有良好的经济效益。[8]
风电的随机性会使得电力系统受到影响,先进绝热压缩空气储能(AA-CAES)技术具有大容量、低成本、高效率的特性,可作为平衡风力发电随机性的储能系统。为此,首先,考虑风力发电的随机性与AA-CAES电站的运行特性,构建AA-CAES电站运行与风力发电系统发电功率模型,采用蒙特卡洛仿真法对风力发电机的运行情况进行仿真;然后,将用户作为市场元素,计算可中断供电负荷的赔偿费用,并以系统综合成本与断电赔偿费用之和的总费用最小为目标,采用动态规划法优化AA-CAES电站的压缩/膨胀功率,建立含AACAES的风力发电系统的成本/可靠性评估模型;最后,通过仿真验证所提规划方法并分析AA-CAES电站容量对系统经济性及供电可靠性产生的影响。结果表明,当系统容量规模增加时,存在一个最优容量配置使得系统的总费用最低。[9]
AA-CAES电站模型
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。在理想状态下，压缩空气至 10 MPa，能够产生 650 ℃ 的高温。不同的压缩透平级数结构配置对 AA-CAES 效率有较大的影响 。整个系统由空气压缩机、 储气系统、膨胀机和蓄热系统（换热器与储热系统）组成。储能时，空气压缩机利用低谷电、风电等驱动，经过2级绝热压缩回收压缩热，并解耦存储高压空气和压缩热能；释能时，通过膨胀机利用存储的压缩热能，将高压空气与压缩热能耦合释能发电。与非绝热压缩空气储能相比，AA-CAES的综合效率最高可达到70%。
相比于常规机组，压缩空气储能电站具有较快的动态响应，如美国 McIntoch电站可在10 min内实现满功率发电，在5 min内实现满功率压缩；电站的爬坡率约为18 MW／min，大约为典型燃气轮机爬坡率的1.6倍；采用蓄热系统代替燃料补燃，同时压缩机与膨胀机一般不共轴，从而可减少压缩、停机、发电模式间的切换时间 。因此，在短时间尺度下，AA-CAES 电站的启停时间约束、爬坡率约束、工况转换时间约束均可忽略。
本文建立了含AA-CAES 电站的风力发电系统的成本／供电可靠性评估模型，采用动态规划法优化AA-CAES电站的压缩／膨胀功率来平衡风力发电的随机性，并进行了仿真验证，所得主要结论如下。
(1）含 AA-CAES电站的风力发电系统的容量规模会对成本及供电可靠性造成影响：在一定的容量范围内，系统容量规模越大，则供电可靠性越高，断电赔偿费用越少；但随着系统发电容量的增加，风力发电或AA-CAES的综合成本会增加，因此存在一个最优容量配置使得系统的总费用最低。
（2）在本文的研究工作中，假设一年中每小时的平均风速服从威布尔分布。当平均风速发生变化时，优化的结果也不同，即系统所在地区的平均风速越高，则年总费用越小，系统供电可靠性越好，需安装的风力发电系统容量越小。
另一方面，在本文的成本／供电可靠性评估模型中，只考虑了年供电不足的情况，同时考虑负荷与风力发电机停运情况的优化结果将更符合实际。因此笔者后续的研究工作将考虑负荷及风力发电机停运的影响。
五、烟气余热回收与储能技术耦合应用的可行性研究
为实现碳中和目标，需要不断提高能源的利用效率。烟气余热回收是现有燃煤发电机组节能提效改造的重要方式之一。同时，储能技术在跨时空调节“源-荷”间匹配性方面展现出了一定的应用前景。介绍了变工况下烟气余热回收（350~400 ℃）、低温省煤器-暖风器联合运行（122~160 ℃）和直膨式热泵型烟气余热回收（77~180 ℃）3种烟气余热回收技术，以及压缩空气储能（200~400 ℃）、液体空气储能（-200 ℃）和热能存储90~200 ℃）3种储能技术。结合烟气余热回收和储能技术的温度匹配性，提出烟气余热回收分别与压缩空气储能、热能存储技术耦合的潜在能源利用形式，探讨了其运行性能，为后续烟气余热高效回收及提高机组灵活性参数设计提供理论参考。[10]
压缩空气储能技术：
压缩空气储能技术的应用温度区间为 200~400 ℃，通常利用地下岩洞、熔岩洞或人工建造的管道系统等作为容器，将非峰值时段的电力通过压缩空气储存在上述容器内，在用电高峰时间段将压缩空气释放、加热、膨胀，利用涡轮发电机发电。该项技术可以更灵活地根据区域内的具体情况进行应用。压缩空气储能的效率接近 70. 00%，预期运行周期为40年。目前该项技术包括以下2 个方面：一是在空气膨胀过程中，重用压缩热来消除和减少排放阶段和加湿压缩空气过程中消耗的燃料，二是直接利用压缩泵储存能量，如图所示。
液化空气储能技术：
液化空气储能技术将电能以低温液态空气的形式储存，其应用的温度区间低于 200 ℃。使用时可以用泵抽取液化空气直接用于制冷；余下的废热可以用来进行膨胀做功产生电能。该技术的优点是液态空气的体积仅为气态空气的1/700，即使是小容器也可以储存大量的液态空气。不足之处是该技术储能效率较低，仅为 40. 00%~70. 00%，仍有可以提升和发展的空间。同时，在发电阶段可以利用液化过程回收热量，从而提高效率。
烟气余热回收系统耦合压缩空气储能技术
德国Huntorf电站是世界上容量最大的压缩空气储能电站，机组压缩机功率 60 MW，释能输出功率为 290 MW
根据烟气余热回收和低温储能技术的特点，可将二者进行耦合如图。其工作原理是利用电网低谷时段电量驱动压缩机做功，获得低温或液态空气，回收烟气中的热能并驱动透平主机发电。图中分别展示了利用空气预热器和吸收式热泵回收烟气余热的工作原理。空气预热器系统依靠来自汽轮机内的混合凝结水作为储热介质，热泵型烟气余热回收系统主要利用蒸发器内流动的热网低温水为储热介质。
压缩空气储能技术是利用压气机-燃气轮机装置,实现空气势能与热能之间转化的储能技术。由于压缩空气储能技术具有跨时空调节"源-荷"匹配性的优势,在高比例间歇性可再生能源发电并网的背景下更为重要。从储能系统有无热源、绝热、储热3个方面进行了评述;压缩空气储能工作形式主要包括无热源的非绝热空气压缩储能、带热源的非绝热压缩空气储能、带储热的空气绝热压缩储能系统。从多能源耦合的角度,分别介绍了压缩空气储能与燃气轮机、内燃机和可再生能源系统的耦合形式。最后从多种压缩空气储能形式与耦合火电机组应用现状方面进行了分析,并对比了传统压缩空气储能、绝热压缩空气储能、等温压缩空气储能、蓄热式压缩空气储能等技术的储能规模、优缺点等,为压缩空气储能的应用提供了借鉴。
蓄热式压缩空气储能
蓄热式压缩空气储能在与电厂的耦合原理如图所示。目前的压缩空气储能技术大多与可再生能源耦合，可利用储热装置存储太阳能，利用压缩空气储存风电，提高可再生能源的利用率及压缩空气储能系统效率。[11]
六、风光互补的储能与发电一体化系统
提出一种新型的风光互补的储能与发电一体化系统,该系统互补利用风能与太阳能,并通过压缩空气储能系统改善其不稳定性与间歇性,实现储能与发电等多功能集成;基于热效率、火用效率及储能效率3种评价准则,全面分析系统的热力特性和储能特性,揭示透平进口压力和初温、压气机和透平效率对系统性能的影响规律;分析比较了系统采用等容储气罐和等压储气罐对性能的影响,指出利用等压储气罐能有效提高系统热力性能和储能性能。研究结果为可再生能源的规模化发展以及大规模储能的发展提供了参考。[12]
利用风能与太阳能的互补性，并将其同压缩空气储能系统整合，利用压缩机级间排热、透平排气余热、太阳能热替代燃烧室燃料燃烧加热透平进气，提出一种新型风光互补的储能与发电一体化系统；并对系统的热力特性和储能特性进行深入的分析比较。
计算中假定储能系统容量为 10 MW，能完成2 h 连续放电。可以看出：当压气机出口压力均为200/105 Pa，透平进口温度相同时，恒容时的热效率与火用效率均小于恒压的情况，这主要是因为恒容时损失了大量的压力能；恒容时储能密度远远小于恒压时的储能密度，这导致恒容时需要的储气罐体积非常大，是恒压时的 1.8~4 倍；恒容情况下，透平进口压力越大效率越高，但是储能密度越小，储气罐体积越大。同样，表中储能效率远大于热效率与火用效率，这是因为在公式所示的储能效率的定义中，太阳能是以折算功的形式计算的缘故。
1）本文利用压缩机级间排热、透平排气余热、太阳能热替代燃烧室燃料燃烧加热透平进气，并将风能与太阳能的互补性整合在一起，提出了一种新型的风光互补的压缩空气储能与发电一体化系统，该系统具有高效、环保、大容量等优点。
2）本文依据不同评价准则，深入研究了系统热力和储能性能，分析了系统的性能特性。在给定压缩机效率为 80%，透平效率为 85%的条件下，热效率在 46%~61%，火用效率在 59%~67%。
3）对于恒压储气罐的储能系统，当回收利用压缩机级间排热时，系统热效率和火用效率均随压气机出口压力的升高而升高，随透平进口温度的升高而降低，当不回收级间排热，而回收透平排气余热时则相反；随压气机出口压力的升高，系统的储能密度增加，储气罐体积减小。对于恒容储气罐的储能系统，当压气机出口压力一定时，随着透平进口压力的升高，系统热效率和火用效率增加，储能密度减小，储气罐体积增大。压气机和透平效率的提高对储能系统性能的提高有决定性作用。
4）通过对比恒压和恒容储气罐的系统发现，恒容储气罐的系统效率远低于恒压储气罐的系统效率，而储气罐体积却远大于恒压储气罐的体积，因此攻克恒压储气罐技术具有重要意义。
七、压缩空气储能技术的研发趋势
（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。
（5）压缩空气储能论文发表情况（2012-2020）
八、展望
压缩空气储能技术在高比例间歇性可再生能源发电并网的背景下具有前瞻性的战略意义。有储热的空气绝热压缩储能系统不仅综合储能效率高达 70%，而且无需热源供热。相比有热源的非绝热压缩空气储能、有储热的空气绝热压缩储能系统，该技术路线无需燃烧燃料供热，因此更加容易实现CO2减排。在“双碳”目标和可再生能源使用比例逐步提高的背景下，带有储热的绝热空气压缩储能技术与可再生能源耦合系统更具发展前景。
引用 [1]骆妮, 李建林. 储能技术在电力系统中的研究进展[J]. 电网与清洁能源, 2012, 28(2):9. [2]张新敬, 陈海生, 刘金超,等. 压缩空气储能技术研究进展[J]. 储能科学与技术, 2012(1):15. [3]陈海生, 刘金超, 郭欢,等. 压缩空气储能技术原理[J]. 储能科学与技术, 2013(2):6. [4]谭靖, 李国杰, 唐志伟. 基于压缩空气储能的风电场功率调节及效益分析[J]. 电力系统自动化, 2011(8):33-37. [5]傅昊, 张毓颖, 崔岩,等. 压缩空气储能技术研究进展[J]. 科技导报, 2016, 34(23):7. [6]张新敬. 压缩空气储能系统若干问题的研究[J]. 中国科学院工程热物理所:2015年以前, 2011. [7]李扬, 张新敬, 宋健斐,等. 压缩空气储能系统释能过程动态调控[J]. 储能科学与技术, 2021, 10(5):10. [8]李斌, 陈吉玲, 李晨昕,等. 压缩空气储能系统与火电机组的耦合方案研究[J]. 2021. [9]吴晨曦, 陈泽昊, 张杰,等. 考虑先进绝热压缩空气储能的风力发电系统成本/供电可靠性评估[J]. 电力自动化设备, 2020. [10]郭璞维, 彭跃, 邓靖敏,等. 烟气余热回收与储能技术耦合应用的可行性研究[J]. 华电技术, 2021, 43(9):7. [11]魏书洲, 李兵发, 孙晨阳,等. 压缩空气储能技术及其耦合发电机组研究进展[J]. 华电技术, 2021, 43(7):8. [12]徐玉杰, 陈海生, 刘佳,等. 风光互补的压缩空气储能与发电一体化系统特性分析[J]. 中国电机工程学报, 2012, 32(20):8.
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