国际电力储能技术分析（二）——压缩空气储能
（一）技术原理传统压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术的储能系统。其工作原理是，在用电低谷，将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室燃烧，然后驱动透平发电。传统压缩空气储能系统具有储能容量较大、储能周期长、效率高和投资相对较小等优点。但是，传统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，不能适合其他类型电站，特别不适合我国以燃煤发电为主，不提倡燃气燃油发电的能源战略。而且，传统压缩空气储能系统仍然依赖燃烧化石燃料提供热源，面临化石燃料价格上涨和污染物控制的限制。此外，同抽水蓄能电站类似，压缩空气储能系统也需要特殊的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等。
（二）关键技术压缩空气储能系统的关键技术包括高效压缩机技术、膨胀机技术、燃烧室技术、储热技术、储气技术和系统集成与控制技术等。压缩机和膨胀机是压缩空气储能系统核心部件，其性能对整个系统的性能具有决定性影响。尽管压缩空气储能系统与燃气轮机类似，但压缩空气储能系统的空气压力比燃气轮机高得多。因此，大型压缩空气储能电站的压缩机常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；膨胀机常采用多级膨胀加中间再热的结构形式。相对于常规燃气轮机，压缩空气储能系统的高压燃烧室的压力较大。因此，燃烧过程中如果温度较高，可能产生较多的污染物，因而高压燃烧室的温度一般控制在500oC以下。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，对于微小型压缩空气储能系统，可采用地上高压储气容器以摆脱对储气洞穴的依赖等。
（三）应用现状目前，世界上已有两座大型压缩空气储能电站投入商业运行。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60MW，释能输出功率为290MW，系统将压缩空气存储在地下600米的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×105 m3，压缩空气的压力可达100bar。机组可连续充气8小时，连续发电2小时。该电站在1979年至1991年期间共启动并网5000多次，平均启动性97.6%。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。其地下储气洞穴在地下450米，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。该储能电站压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW，可以实现连续41小时空气压缩和26小时发电。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。
美国Ohio州Norton从2001年起开始建一座2700MW的大型压缩空气储能商业电站，该电站由9台300MW机组组成。压缩空气存储于地下670米的地下岩盐层洞穴内，储气洞穴容积为9.57×106m3。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2MW，是日本开发400MW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450m处）作为储气洞穴，压力为8MPa。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。目前除德、美、日、瑞士外，俄、法、意、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开始比较晚，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。中科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。我公司正在建设1.5MW压缩空气储能示范系统。
（四）发展趋势压缩空气储能技术的主要发展趋势包括带储热的压缩空气储能技术、液态空气储能、超临界空气储能技术、与燃气蒸汽联合循环的压缩空气储能技术、与可再生能源的耦合的压缩空气储能技术等。
