压缩空气储能，是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，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。形式主要有，传统压缩空气储能系统、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统。
电动机/发电机，分别通过离合器和压缩机以及膨胀机联接；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。压缩空气储能系统是以高压空气压力能作为能量储存形式，并在需要时通过高压空气膨胀做功来发电的系统。该系统的工作过程可分为储能和释能两个环节。储能环节：压缩空气储能系统利用风/光电或低谷电能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或者人造的储气罐中；释能环节：通过放出高压空气推动膨胀机，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能，传统的压缩空气储能系统在释能阶段需要在燃烧室内燃烧化石燃料来加热空气，以实现利用空气发电的功能。压缩空气储能主要以两种形式储存：压缩空气蓄能罐和地下储气库。压缩空气蓄能罐是将压缩空气储存在大型的气体容器内。这种储存方式需要考虑储罐的大小和压力，以保证罐内的空气能够有效地驱动发电机。压缩空气蓄能罐一般分为两种类型：钢制储气罐和混凝土储气罐。钢制储气罐可以容纳更高的压力，更适合进行高强度的储存，但成本较高。而混凝土储气罐成本较低，但需要更大的体积才能储存同样的压缩空气。地下储气库是将压缩空气储存在地下洞穴或盐穴中。这种储存方式具有较高的储存能力和安全性，但需要考虑储存洞穴或盐穴的地质特征和环境影响等问题。地下储气库有两种类型：注入式和抽放式。注入式储气库是将压缩空气通过管道注入洞穴或盐穴中，而抽放式储气库则是通过井或管道将压缩空气抽放到储存区域。![]()
机械压缩式储能系统：该系统通过机械设备将空气压缩储存，再通过发电机将储存的能量转化为电能。热力压缩式储能系统：该系统通过利用地热或太阳能等热源产生高温气体，再将高温气体压缩储存，最后利用储存的能量产生电能。液态空气储能系统：该系统将空气压缩成液态，储存在储罐中，需要时通过加热将液态空气转化为气态，再通过涡轮发电机将储存的能量转化为电能。吸附式空气储能系统：该系统通过利用物理或化学吸附材料将空气压缩储存，需要时通过热力或减压将储存的能量释放出来。目前最主要的新型压缩空气储能系统主要有三个新的技术路径：蓄热式压缩空气储能（TS-CAES）、液态压缩空气储能系统（LAES）、超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）。
蓄热式压缩空气储能（TS-CAES）：空气压缩过程会产生压缩热，在传统压缩空气储能中，这部分热量通常被冷却水带走，最终耗散掉，而蓄热式压缩空气储能则将这部分热量在储能时储存起来，而在释能时用这部分热量加热膨胀机入口空气，实现能量的回收利用，提高了系统效率。同时由于膨胀机前有压缩热的加热，可以取消燃烧室，即该系统也摆脱了对化石燃料的依赖。
液态压缩空气储能系统（LAES）：借助于空气降温液化技术，通过添加流程使空气以液态形式储存。储能时，经过压缩机的高压空气进入回热器降温和降压设备进行液化，被液化的常压低温液态空气储存在储液罐中；释能时，液态空气经过低温泵升压、回热器升温，然后进入燃烧室，与燃料混合燃烧后进入膨胀机膨胀做功。
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超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）：利用空气的超临界特性，在蓄热/冷过程中高效传热/冷，并将空气以液态形式储存，实现系统高效和高能量密度的优点，系统兼具蓄热式和液态压缩空气储能的特点，同时摆脱了依赖大型储气室和化石燃料的问题。
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压缩空气储能具有容量大、储能时间长、安全性较高等优点，具体如下：规模上仅次于抽水蓄能，适合大规模储能。压缩空气储能系统可以持续工作数小时乃至数天；
项目建设选址限制少。虽然将压缩空气储存在合适的地下矿井或岩穴中是最经济的方式，但也可以用地面高压储气罐取代地下洞穴；
系统使用寿命长。通过恰当维护可以达到40～50年，接近抽水蓄能的50年。并且其效率可以达到60%以上，接近抽水蓄能电站；
安全性较高。压缩空气储能使用的原料是空气，不会燃烧，且不产生任何有毒有害气体。
当然，压缩空气储能缺点也比较明显，尤其是与电化学储能相比：目前压缩空气储能的效率能达到60%以上，与效率较高的电池（90%以上）相比相对较低；
响应速度没有电化学储能快，负荷从0到100%的正常响应时间在分钟级，而电化学储能为秒级到毫秒级；
一般情况下不适合太小规模的应用场景，规模太小，系统效率会下降，单位成本也会增加。
压缩空气是实现压缩空气储能发电的核心能量载体，而压缩空气的长周期、大容量存储则需要借助储气装置实现。为支撑压缩空气储能系统实现安全高效的大容量、长周期储能运行，储气装置必须具备相应的技术特点：耐高压，适用于 6~15兆帕工作压力压缩空气介质的存储，具备防超压、防泄漏、防渗透、防腐蚀能力；
抗冲击，适用于日循环周期性充放气工况，具备抗压力交变和抗温度交变能力；
易实施，技术成熟，生产加工工艺成熟，运行维护便利，退役报废成本低；
容量大，具备数千立方至数十万立方不等的有效可利用容积；
流量大，能够提供数千至数十万标立方每小时的充放气流量；
压损小，单个充放气循环的压力损失可控制在数公斤压力之内；
占地少，地表占地面积较小；
成本低，单位立方存储容积的造价经济合理。
在设计压缩空气储能系统时，需要对整个系统的危险区域进行详细评估，并提供相应的安全标识，包括但不限于接地标识、逃生指示、严禁烟火、当心触电等。同时，所有设备都应有防尘、防潮和防盐雾的设计，以确保设备的稳定运行。压缩空气储能系统储气装置应根据气源条件、用气条件、储气罐材质及储气装置附近安全因素，地下高压储气库应进行地质勘察，并根据工程岩体分级开展区域构造稳定性评估，经综合分析和技术经济对比后，确定最终工艺方案。压缩空气储能系统应考虑危险区域信息，并根据区域分级提供安全标识，应包括但不限于接地标识、逃生指示、严禁烟火、当心触电、禁止带电操作、压力容器、高温高转速设备等。事故突发情况下可指示操作人员及时正确地脱离危险场所。 压缩空气储能系统的生产车间、作业场所、辅助建筑、附属建筑、生活建筑和易燃易爆的危险场所以及地下建筑物设计应符合GB 50016的有关规定。补燃型压缩空气储能系统应按GB 50016设置消防措施，管道系统法兰应加装跨接导体防止静电。压缩空气储能系统所有设备应防尘、防潮和防盐雾，并防止昆虫和动物进入以免引起短路和设备损坏。管道绝热材料、电缆材料和墙体密封材料应采用阻燃材料。内部温度超过100 ℃的管道和容器应避免泄漏时人体直接接触。储气装置应设置高压气源危险标识，宜在高点设置泄压放空设施以实现安全泄放。压缩空气储能的技术进化，围绕更高效率、更灵活应用场景发展：一、初级探索阶段（1940~1970年代）——这一阶段压缩空气储能技术的基本原理和概念得到了验证。理念在1949年被提出，利用地下洞穴储存压缩空气作为能量存储手段。二、商业化应用阶段（1980年代至1990年代）——这一阶段，压缩空气储能技术进一步发展和应用。主要进步为：1）改进了地下洞穴或矿井作为储气库的技术，确保了储气库的安全性和稳定性。2）开发了高效涡轮机，使得系统的能量转换效率得以提升。三、快速发展阶段（2000年代至今）——这一阶段在效率和应用场景上都有了显著进步。主要进步为：1）先进热管理系统：包括绝热压缩技术，通过高效的热回收和再利用系统，提高了整体效率。典型代表是德国ADELE项目，该项目容量90 MW、储气容量约50万立方米的地下盐洞、效率70%。2）储气介质多样化：研究和应用了多种储气介质，包括液态空气储能（LAES）等，提高了系统的灵活性和适应性。典型代表是英国Highview Power项目（试验中），项目容量5 MW储能时间可以在数小时至数天之间灵活调整、预计效率可以达到50% - 60%。3）智能控制系统：引入了控制和监测系统，提高了系统的运行效率和安全性，能够更好地与现代电网兼容。上游——设备、资源供应：核心设备包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热换热系统等，此外还需要储气盐穴资源等。中游——技术提供与项目建设：目前国内压缩空气储能的技术积累与项目建设已做到全球领先。主要的技术提供方是中科院热物理研究所下属的中储国能，以及清华大学等高校。下游——电网系统：压缩空气储能电站接入电网系统，服务于工业用电、商业用电、居民用电等部门，起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等关键作用。压缩空气储能技术因其高效能和灵活性，被广泛应用于多个领域，主要包括：![]()
第一种，可再生能源+储能，风光储一体。
第二种，电网侧储能，类似抽水蓄能，响应电网调度，依靠容量电价和电量电价，以示范项目的形式是可能的。电网特别需要长时储能，抽水蓄能虽然开工了很多，但是建成投用一般都是7年以后的事了。
第三种就是用户侧，比较成功的就是山东的共享储能模式，用户能够租赁、购买服务，共享储能是个比较好的商业模式，山东储能收益主要靠共享储能，容量电价很少。
第四种，发电企业或者用户自己装配，峰谷差套利省钱，电能质量管理，极端情况下保电，提高电力保障可靠性。
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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可高达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无需燃烧燃料供热，因此更加容易实现二氧化碳减排。
总之，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很有发展前景。
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（来源：储能头条，版权归原作者）
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