【压缩机网】储能技术解决的主要问题有三个，即增强可再生能源的消纳、提高电网性能、构建能源互联网。现在的储能方式多种多样，主要可分为物理储能和化学储能。其中，可以得到大规模应用的是抽水蓄能、电池储能和压缩空气储能。抽水蓄能会受到地理条件和气候的限制，需要具有一定高度的地势差，而且在北方气温特别低的地区，冬天水可能会结冰。电池储能发展的势头很好，但面临的主要难题是安全性，寿命和环保问题，未来将会受到严峻的挑战。
压缩空气储能技术路线
压缩空气储能技术（compressed air energy storage），简称CAES，是一种利用压缩空气来储能的技术。其工作原理是，在用电低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。
压缩机：将空气压缩，将电能转化为空气内能，空气压力可达70-100bar，温度可达1000℃。
冷却器：热交换设备，用于存入压力容器前的冷却，防止空气在压力容器或洞穴中压力减少。
压力容器：存储冷却后的空气，若采用洞穴存储，则需要满足耐压程度较高、密封性较好的地质条件。
回热器：热交换设备或燃烧室，将空气温度提高至1000℃左右，使涡轮机持续长时间稳定运行，以便于提高涡轮机效率。
涡轮机：空气通过涡轮机降压，内能转化为动能。
发电机：多为同步发电机，将动能转化为电能。
压缩空气储能技术多种多样，主要可划分为三种类型，即外热源型、绝热型和等温型。外热源型指的是压缩热由冷却水带走，透平进气靠外热源预热；绝热型指的是压缩热由蓄热介质存储，用于预热透平进气，系统不用引入外热源；等温型是一种理想的形式，结合喷射水雾技术，实现近等温压缩和膨胀。目前等温型的技术还不成熟。
它有两条技术路线。一是压缩空气储能，它的优点就是发电功率比较大，但缺点就是储能密度比较低，需要很大的空气存储空间，而且储气室压力会产生很大波动。二是液态空气储能技术，它是把空气液化，具有比较高的储能密度，不受地理条件限制，可以实现液态空气的低温常压存储，压力稳定。压缩空气储能技术的原理并不复杂，即在储能阶段，利用间歇性可再生能源或电网夜间低谷电驱动压缩机压缩空气，将电能以高压空气的形式储存在储气室中，同时存储压缩热；在释能阶段，高压空气经过节流阀稳压后，通过不同预热方式加热，产生高压高温气体驱动空气透平旋转做功，带动发电机发电并网。
压缩空气储能技术优缺点
随着储能需求的不断增长，压缩空气储能作为储能量级唯一可与抽水蓄能相媲美的大规模储能，技术正越来越受到青睐。其优点如下：
● 快速启动时间（<15分钟）
● 能量密度和功率密度较高
● 具备黑启动能力
● 日常运营成本低
● 地球表面的地下储存空间大
● 设备的使用寿命长，损耗低
● 压缩空气自放电率低
● 对于绝热压缩空气其系统效率较高（70-75％），且不需要借助传统化石能源加热压缩空气，能够真正做到碳中和。
压缩空气储能技术具有调频（二次和三次调频），电压调节，峰值负载调节，负载平衡，静止储备，黑启动能力，未来应用空间十分巨大，且该项技术有良好的区域相关性，在我国三北地区有巨大发展潜力，同时可用于海上风电储能（北海盐洞）。然而，压缩空气储能但同时也受各方面因素约束，如：
● 投资成本高，投资回报长（投资回报> 25年）
● 建成系统，必须满足某些地质条件（压力密封洞穴），且盐洞成本较高
● 对于绝热系统，蓄热器自放电率高
●对于非绝热系统效率又比较低（<55％）
而且这项技术经验不足，目前仅运行两个（较旧的）非绝热压缩空气储能项目。分散存储系统的竞争日益激烈，在小规模储能容量下，这项技术的竞争力暂时不足以与其它技术相媲美。
除了上述因素，压缩空气储能技术发展了这么多年，最大的难题之一就是压缩空气的存储技术。大功率储能电站和电网结合的时候，压缩空气的存储量是巨大的。压缩空气目前的主要存储方式是采用地下的岩穴。岩穴的储气量大，但放气过程中气体压力越来越低，为了保持恒定的压力，需要采用节流阀来稳压。有的学者提出了恒压存储的方式，但其结构复杂，尚无应用。
此外传统的空气压缩系统，系统效率仅为40%-55%，相比抽水蓄能的80%，效率较低。由其原理可以知道，压缩空气储能很大一部分能量，在压缩空气过程中转化为热能，没有得到有效利用，这是导致这项技术效率低下的重要原因。要想提高压缩空气系统效率，可以将压缩过程中产生的热量通过储热器存储起来，待发电过程中用这部分热量预热压缩空气，可以达到回收热量的目的，这一改进技术，称为绝热压缩空气储能系统（AA-CAES）。目前这一系统仍未有实际示范项目投入运行，该系统面临的最大挑战是如何保证储热器的储热时常以及如何能做到更经济合理的系统设计。
为了解决空气存储的难题，很多学者提出低温液态空气储能技术，它本质上是林德液化循环和朗肯动力循环的结合。它的工作原理是在储能阶段，利用间歇性可再生能源或电网夜间低谷电驱动压缩机压缩空气，高压空气经蓄冷器预冷后节流液化，将电能以常压低温液态空气形式储存，同时存储压缩热；在释能阶段，液态空气经低温泵增压后，通过蓄冷器储存冷量并气化，经不同预热方式加热，产生高压高温气体驱动空气透平旋转做功，带动发电机发电并网。它的储气占地面积是空气储能的1/15，对储能应用的灵活性有很大的帮助。
世界第一座液态空气储能示范工程是英国的伯明翰大学和Highview公司完成的，装机功率350kW/2.5 MWh，他们现在在建的是5MW时和15MWh的示范工程，规划在英国做250MWh的系统。中国在廊坊园区建了100kW/100kWh的液态空气储能系统。
空气储能技术未来的发展方向可能是作为一个能源基站，吸收弃风电，启光伏电，低谷电和中低温余热，根据需求灵活地选择把电反馈到电网中，还是提供冷、热、气。中科院在前期500kW压缩空气储能和100 kW液态空气储能技术的积累下，正在筹建10MW/100MWh的液态空气储能系统。未来在规划一个百兆瓦级的液态空气储能系统，实现冷热电三联供。
压缩空气储能案例
早在20世纪40年代，国外学者就提出了压缩空气储能的概念，当时储能没有那么大的需求，所以这个技术没有得到快速的发展。到了20世纪60年代，由于大型核电和火电的兴起，电网具有削峰填谷的需求，很多国家开始研发这种技术。1978年德国Huntorf建造了世界首座290MW的压缩空气储能电站，1991年美国Mcintosh建造了世界第二座110MW的压缩空气储能电站。2003年法国阿尔斯通公司为了避免化石燃料的使用，提出了先进绝热压缩空气储能系统，通过存储高温压缩热，实现了电能的绿色存储。2010年美国ESPC公司提出燃气轮机和压缩空气储能联合循环。
Huntorf是德国1978年投入商业运行的电站，目前仍在运行中，是世界上最大容量的压缩空气储能电站。机组的压缩机功率60MW，释能输出功率为290MW，最长额定输出时间为2小时。系统将压缩空气存储在地下600m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10MPa。机组可连续充气8h，连续发电2h。该电站在1979年至1991年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%。电站采用天然气补燃方案，实际运行效率约为42%，扣除补燃后的实际效率为19%。
美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站1991年投入商业运行，是世界上第二座投入运营的商业压缩空气储能电站。该系统压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW。储气洞穴在地下450m，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。可以实现连续41h空气压缩和26h发电，机组从启动到满负荷约需9min。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。与Huntorf类似的是，仍然采用天然气补燃，实际运行效率约为54%，扣除补燃后的实际效率20%。
压缩空气储能技术路线
压缩空气储能技术（compressed air energy storage），简称CAES，是一种利用压缩空气来储能的技术。其工作原理是，在用电低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。
压缩机：将空气压缩，将电能转化为空气内能，空气压力可达70-100bar，温度可达1000℃。
冷却器：热交换设备，用于存入压力容器前的冷却，防止空气在压力容器或洞穴中压力减少。
压力容器：存储冷却后的空气，若采用洞穴存储，则需要满足耐压程度较高、密封性较好的地质条件。
回热器：热交换设备或燃烧室，将空气温度提高至1000℃左右，使涡轮机持续长时间稳定运行，以便于提高涡轮机效率。
涡轮机：空气通过涡轮机降压，内能转化为动能。
发电机：多为同步发电机，将动能转化为电能。
压缩空气储能技术多种多样，主要可划分为三种类型，即外热源型、绝热型和等温型。外热源型指的是压缩热由冷却水带走，透平进气靠外热源预热；绝热型指的是压缩热由蓄热介质存储，用于预热透平进气，系统不用引入外热源；等温型是一种理想的形式，结合喷射水雾技术，实现近等温压缩和膨胀。目前等温型的技术还不成熟。
它有两条技术路线。一是压缩空气储能，它的优点就是发电功率比较大，但缺点就是储能密度比较低，需要很大的空气存储空间，而且储气室压力会产生很大波动。二是液态空气储能技术，它是把空气液化，具有比较高的储能密度，不受地理条件限制，可以实现液态空气的低温常压存储，压力稳定。压缩空气储能技术的原理并不复杂，即在储能阶段，利用间歇性可再生能源或电网夜间低谷电驱动压缩机压缩空气，将电能以高压空气的形式储存在储气室中，同时存储压缩热；在释能阶段，高压空气经过节流阀稳压后，通过不同预热方式加热，产生高压高温气体驱动空气透平旋转做功，带动发电机发电并网。
压缩空气储能技术优缺点
随着储能需求的不断增长，压缩空气储能作为储能量级唯一可与抽水蓄能相媲美的大规模储能，技术正越来越受到青睐。其优点如下：
● 快速启动时间（<15分钟）
● 能量密度和功率密度较高
● 具备黑启动能力
● 日常运营成本低
● 地球表面的地下储存空间大
● 设备的使用寿命长，损耗低
● 压缩空气自放电率低
● 对于绝热压缩空气其系统效率较高（70-75％），且不需要借助传统化石能源加热压缩空气，能够真正做到碳中和。
压缩空气储能技术具有调频（二次和三次调频），电压调节，峰值负载调节，负载平衡，静止储备，黑启动能力，未来应用空间十分巨大，且该项技术有良好的区域相关性，在我国三北地区有巨大发展潜力，同时可用于海上风电储能（北海盐洞）。然而，压缩空气储能但同时也受各方面因素约束，如：
● 投资成本高，投资回报长（投资回报> 25年）
● 建成系统，必须满足某些地质条件（压力密封洞穴），且盐洞成本较高
● 对于绝热系统，蓄热器自放电率高
●对于非绝热系统效率又比较低（<55％）
而且这项技术经验不足，目前仅运行两个（较旧的）非绝热压缩空气储能项目。分散存储系统的竞争日益激烈，在小规模储能容量下，这项技术的竞争力暂时不足以与其它技术相媲美。
除了上述因素，压缩空气储能技术发展了这么多年，最大的难题之一就是压缩空气的存储技术。大功率储能电站和电网结合的时候，压缩空气的存储量是巨大的。压缩空气目前的主要存储方式是采用地下的岩穴。岩穴的储气量大，但放气过程中气体压力越来越低，为了保持恒定的压力，需要采用节流阀来稳压。有的学者提出了恒压存储的方式，但其结构复杂，尚无应用。
此外传统的空气压缩系统，系统效率仅为40%-55%，相比抽水蓄能的80%，效率较低。由其原理可以知道，压缩空气储能很大一部分能量，在压缩空气过程中转化为热能，没有得到有效利用，这是导致这项技术效率低下的重要原因。要想提高压缩空气系统效率，可以将压缩过程中产生的热量通过储热器存储起来，待发电过程中用这部分热量预热压缩空气，可以达到回收热量的目的，这一改进技术，称为绝热压缩空气储能系统（AA-CAES）。目前这一系统仍未有实际示范项目投入运行，该系统面临的最大挑战是如何保证储热器的储热时常以及如何能做到更经济合理的系统设计。
为了解决空气存储的难题，很多学者提出低温液态空气储能技术，它本质上是林德液化循环和朗肯动力循环的结合。它的工作原理是在储能阶段，利用间歇性可再生能源或电网夜间低谷电驱动压缩机压缩空气，高压空气经蓄冷器预冷后节流液化，将电能以常压低温液态空气形式储存，同时存储压缩热；在释能阶段，液态空气经低温泵增压后，通过蓄冷器储存冷量并气化，经不同预热方式加热，产生高压高温气体驱动空气透平旋转做功，带动发电机发电并网。它的储气占地面积是空气储能的1/15，对储能应用的灵活性有很大的帮助。
世界第一座液态空气储能示范工程是英国的伯明翰大学和Highview公司完成的，装机功率350kW/2.5 MWh，他们现在在建的是5MW时和15MWh的示范工程，规划在英国做250MWh的系统。中国在廊坊园区建了100kW/100kWh的液态空气储能系统。
空气储能技术未来的发展方向可能是作为一个能源基站，吸收弃风电，启光伏电，低谷电和中低温余热，根据需求灵活地选择把电反馈到电网中，还是提供冷、热、气。中科院在前期500kW压缩空气储能和100 kW液态空气储能技术的积累下，正在筹建10MW/100MWh的液态空气储能系统。未来在规划一个百兆瓦级的液态空气储能系统，实现冷热电三联供。
压缩空气储能案例
早在20世纪40年代，国外学者就提出了压缩空气储能的概念，当时储能没有那么大的需求，所以这个技术没有得到快速的发展。到了20世纪60年代，由于大型核电和火电的兴起，电网具有削峰填谷的需求，很多国家开始研发这种技术。1978年德国Huntorf建造了世界首座290MW的压缩空气储能电站，1991年美国Mcintosh建造了世界第二座110MW的压缩空气储能电站。2003年法国阿尔斯通公司为了避免化石燃料的使用，提出了先进绝热压缩空气储能系统，通过存储高温压缩热，实现了电能的绿色存储。2010年美国ESPC公司提出燃气轮机和压缩空气储能联合循环。
Huntorf是德国1978年投入商业运行的电站，目前仍在运行中，是世界上最大容量的压缩空气储能电站。机组的压缩机功率60MW，释能输出功率为290MW，最长额定输出时间为2小时。系统将压缩空气存储在地下600m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10MPa。机组可连续充气8h，连续发电2h。该电站在1979年至1991年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%。电站采用天然气补燃方案，实际运行效率约为42%，扣除补燃后的实际效率为19%。
美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站1991年投入商业运行，是世界上第二座投入运营的商业压缩空气储能电站。该系统压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW。储气洞穴在地下450m，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。可以实现连续41h空气压缩和26h发电，机组从启动到满负荷约需9min。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。与Huntorf类似的是，仍然采用天然气补燃，实际运行效率约为54%，扣除补燃后的实际效率20%。
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