摘要：新能源电力在国家规划和“双碳”目标下发展迅速，让对电网供电起到“削峰填谷”、稳定电网运行的储能技术也同样迎来了发展机遇。目前储能主要有物理、化学、电磁储能等方式，本文主要介绍了物理储能中的压缩空气储能技术。

近年来，压缩空气储能技术已经得到很大程度的发展，利用盐穴储气的非补燃式绝热压缩空气储能技术已成功进行工程应用，并开始商业化运行。未来，压缩空气储能技术有望在更多的场景下实现应用。

引言

随着社会经济的快速发展，我国对能源的需求量不断增加，但与此同时带来的环境问题也愈发突出，传统使用的常规能源，如石油、煤炭等，一方面作为不可再生能源，会随着消耗不断减少；另一方面作为传统化石能源，大量使用也会给环境带来不利影响。

在此背景下，近年来我国不断开展对新能源及清洁能源的研究、使用和推广，新能源发电及各类清洁能源的使用，可以降低碳排放甚至达到零碳排放，有利于环境的保护。2020年，随着“十四五”规划和“碳达峰、碳中和”目标的相继提出，为我国绿色低碳转型指明了方向，并提出电力行业是实现我国“碳达峰、碳中和”的主力军。

因此，风电、光伏等新能源电力系统在“双碳”环境中发展迅速，与此同时储能技术与产业也迎来发展机遇。西北、东北、华北地区是我国风电和光伏资源的主要集中地，近些年这些地区大量建设风电和光伏电站，装机容量过多，但由于当地的发展水平较低，对电力的消纳能力有限，若将大量的电能输送至用电量需求大的地区，又需要远距离输电线路，因此“弃风弃光”问题突出。

储能技术的发展与应用，一方面可以在风电、光伏电站的电源侧起到对电能的储集，一定程度上解决了“弃风弃光”问题；另一方面，由于风电、光伏等新能源发电并网具有很大的波动性，储能技术的发展与应用能很好地解决新能源电厂供电稳定性问题。因此，储能电站可以将余电进行储存、释放，能对电网起到“削峰填谷”的作用。

目前研究的储能技术主要有物理储能技术、化学储能技术、电磁储能技术等。其中，化学储能技术中各类电池储能由于其充放电效率高等优点近年来应用居多；物理储能技术中的抽水蓄能技术因其容量大、经济性好、可靠性强等优点也得以推广及应用。经研究发现，压缩空气储能也有着较大的发展潜力，与抽水蓄能及电化学储能相比较而言，具有其特有优势。本文主要介绍压缩空气储能技术的发展现状，并探讨其应用前景。

1

压缩空气储能技术优势及其分类

压缩空气储能是利用压缩机将电能以高压空气形式储集、再通过释放高压空气膨胀推动透平机发电的一种储能技术。目前，抽水蓄能在全球电力储能项目中累计装机规模最大，截至2021年底，全球抽水蓄能的累计装机规模占已投运储能累计装机规模的86.20%，达到了180.5GW。但相较于抽水蓄能而言，压缩空气储能具有建设周期短、选址相对容易、对生态环境更友好的优势。而对比于目前较成熟的化学储能技术中的锂电池储能，截至2021年底锂离子电池储能装机规模仅次于抽水蓄能，在全球新型储能市场累计装机规模中占比最大。但化学储能技术存在使用寿命相对较短的缺点，最高使用年限只能达到20年。

相较化学储能而言压缩空气储能具有使用寿命更长、循环次数更多、安全环保性更好、系统性能不衰减等优势，且压缩空气储能是继抽水蓄能之后第二项可实现大规模储能的技术。

此外，对未来有更多新能源发电并入电网的情况，压缩空气储能还具有类似火电的调频调压性能及转动惯量和短路电流支撑，可改善电力系统运行的安全稳定性。压缩空气储能的分类，如按利用的储气方式来分主要有地下洞穴储气、人工硐室储气、金属容器储气3种。这3种储气方式的造价成本对比为“地下洞穴储气＜人工硐室储气＜金属容器储气。”

有研究指出，如果随着压缩空气储能相应装备规模化量产，未来成本有望实现管线钢储气的压缩空气电站造价与中小型抽水蓄能电站相当、人工硐室储气的压缩空气电站造价与大中型抽水蓄能电站相当、地下洞穴储气的压缩空气电站成本比大中型抽水蓄能电站更低更有利于控制造价成本等目标。

地下洞穴储气细分之下有岩石洞穴储气（盐穴、煤矿巷道等）、含水层储气、枯竭油气田储气3类。这3类储气方式中，目前在国内应用最广泛成熟的是岩石洞穴储气中的盐穴储气，已成功实现工程建设并投入商业运用；含水层储气是在具有良好盖层的含水层中进行储气循环，含水层中的孔隙可实现高压储气，但需要预先排除地下水创造储气空间，目前全球还未有实际工程，该储气方式仍处于探索和理论分析阶段；针对使用枯竭油气田进行储气还仅是在理论上较为可行。

我国盐穴资源丰富，盐穴一般具有密闭性好、高压下具有塑性等优点。由于采盐主要通过钻井水溶的方式，因此形成的盐穴腔体稳定性较好、水溶性也有利于对后续盐穴的造腔，并且使用盐穴储存压缩空气已实现了成熟应用，储气技术相对成熟。此外，盐穴储气是利用地下空间，不用新增建设用地，避开了征地难的问题，盐穴租用的费用较低，成本也可得到控制。我国已建设的金坛、肥城压缩空气储能电站便是利用地下盐穴作为储气库。

按空气在压缩、膨胀过程中热量的管理方式及空气的储存状态，压缩空气储能主要有补燃式压缩空气储能技术、绝热压缩空气储能技术、等温压缩空气储能技术、液态压缩空气储能技术、超临界压缩空气储能技术5种。

其中，补燃式压缩空气储能技术成熟度高，它是在储气室后端使用燃烧器来燃烧化石能源提升空气温度使其膨胀进而发电，但这一技术依旧使用化石能源，不符合现阶段绿色低碳转型的方向。而目前非补燃压缩空气储能中应用最多且技术相对成熟的是绝热压缩空气储能，该技术的突破性在于其使用换热器将压缩空气时产生的热量存储至储热装置中，而后利用存储的压缩热在释放高压空气时对其进行加热，由于不使用化石能源，因此能实现真正的无碳。等温压缩空气储能技术由于空气在被压缩以及释放膨胀的过程中，会有热量的产生和传递，但传热过程对压缩空气储能的性能和效率有很大影响。

研究表明，在压缩空气的不同热力循环中，绝热循环压缩耗功最多且膨胀放功最少、等温循环压缩耗功最少且膨胀放功最多，理论上等温循环不会有能量损失，效率可达100%。等温压缩空气储能则是通过控温技术，使得空气在压缩和释放膨胀过程中的温度尽可能实现等温，从而提升系统效率，其对比绝热压缩空气储能的优势就在于拥有更高的理论效率。液态压缩空气储能技术是将空气压缩成液态，其密度是气态空气的800倍，大大减小空气体积，有利于突破地理条件的制约，在选址建设方面有着很大的优势。超临界压缩空气储能技术是在超临界状态下，空气具有接近液体和气体的双重特性，密度大、传热好、粘度小且扩散系数大，因此超临界压缩空气储能同时具备高能量密度和高效率的优点。等温压缩空气、液态压缩空气、超临界压缩空气3种储能技术理论上均比绝热压缩空气储能更有优势，但现阶段尚不成熟，未能实现商业应用。

2

压缩空气储能的工程应用现状

目前，国内外均已实现对压缩空气储能技术的工程应用。国外的工程应用案例较早，1975年德国开始在Huntorf建造压缩空气储能电站，由于该区域在之前就已使用盐腔储存天然气，且拥有大量工程，在利用盐腔储气方面技术相对成熟，同时积累了丰富的地质资料，因而这座压缩空气储能电站就是在此基础上利用两个盐穴作为储气库建造而成，并在1978年实现商用，整体运行效率达42%；1991年美国在Alabama也建立了压缩空气储能电站，依旧是使用盐穴作为储气库，但因其增加了压缩热收集利用装置，整体的运行效率得到了提升，增长至54%。

我国拥有丰富的盐穴资源，可利用空间巨大，且使用成本低，大多数盐穴在造腔后可达到良好的密封性。山东泰安肥城10MW的压缩空气储能电站是国内首座并网的压缩空气储能的商业电站，2021年8月4日首次送电成功，该电站利用了肥城地区密闭性好、稳定性高的地下盐穴腔作为储气库，在电网低负荷时将空气压缩至盐穴，电网高负荷时释放高压气体进行发电，实现对电网的“削峰填谷”作用，兼具调相、应急响应、黑启动等功能，是我国盐穴压缩空气储能领域的重要里程碑，具有重大意义。

2021年9月30日，江苏金坛盐穴压缩空气储能国家示范项目并网试验成功，该项目由中盐集团控股、华能和清华控股公司参股建设，一期工程为60MW的发电装机，是世界上第一个非补燃压缩空气储能电站，标志着我国新型储能技术的研发和应用取得重大突破。2022年5月26日，江苏金坛盐穴压缩空气储能电站正式投产。

2021年12月31日，河北张家口的国际首套100MW先进压缩空气储能国家示范项目送电成功。该项目的规模为100MW，系统的设计效率达70.4%，该项目建成后，可推动大规模压缩空气储能技术的产业化进程。

2022年7月26日，我国首套300MW级压缩空气储能示范工程在湖北应城举行开工仪式，采用非补燃高压热水储热中温绝热压缩技术，核心技术指标能源转换效率达70%。

2022年9月28日，全球最大规模350MW盐穴压缩空气储能项目——山东泰安2×300MW级压缩空气储能创新示范工程开工。该项目采用全球首创低熔点熔融盐高温绝热压缩技术，建成后在压缩空气储能领域将实现单机功率、转换效率及储能规模全球第一。

3

压缩空气储能的应用前景

随着压缩空气储能技术的发展，以及国内相应储能支持政策的出台，压缩空气储能的成本不断降低、产业规模持续扩大，未来有望实现与抽水蓄能相近的成本、并实现大规模的商业应用。

在水电方面，目前搭配水电站使用的储能方式基本为抽水蓄能，抽水蓄能是技术最成熟的大规模储能技术，但抽水蓄能电站的建设很受制于地理条件，且存在水库建设周期长的劣势。

压缩空气储能的规模仅次于抽水蓄能，目前国内已有100MW的压缩空气储能电站成功送电，多个300MW及以上的压缩空气储能电站已在建设中，同时压缩空气储能技术的能源转换效率也在不断提升，大型压缩空气储能电站投资储能效率已上升至70%以上。加上压缩空气储能电站的建设成本在今后有望实现与抽水蓄能相当、不同的压缩空气储能技术选址更为宽松及地面设备占用面积小等优势，压缩空气储能很有望成为抽水蓄能的一种补充方式。

此外，如采用人工平硐储气，抽水蓄能电站的建设均存在平硐的建设，主要难点在于建设人工平硐储气库时的密封承压改造方面。因此，在一些抽水蓄能电站无法建设或建设难度大的地方，可以考虑建设压缩空气储能电站。

在风能、光伏发电方面，由于风能、光伏发电很受环境的影响，导致发电的波动性大、并网后对电网稳定运行的影响大等问题，如能在风能、光伏电站建设时配备储能装置，将能很好地解决上述问题。因此，使用压缩空气储能，不仅可以解决现有电池储能使用期限短、放电要求高及性能下降的问题，而且在光伏电站中使用非补燃式压缩空气储能，还可利用太阳能的热量作为外部热源，提高整体效率。

在电网方面，由于电网供电具有波峰性，因而可以通过建设储能电站来“削峰填谷”，在余电多时对其进行储存，用电高峰时进行释放填补高峰供电的不足，提升电网运行的稳定性。我国盐穴资源丰富、废弃矿洞多、枯竭油气田地下空间大，且枯竭油气田地质资料齐全，如能实现对这些天然地下洞穴的利用，也有望建设大规模、超大规模的压缩空气储能电站。

在负荷侧方面，对工业用户、商业用户、微电网系统等而言，压缩空气储能电站既可以存储电能，也能在电力故障时将电站作为备用电源提供用户所需的电能。

结语

近年来，压缩空气储能技术各方面都取得了很大的进步。在储气库方面，建设成本最低的地下盐穴作为储气库的研究应用不断增加，经验趋于成熟；在非补燃式压缩空气储能中，出现了绝热压缩空气储能技术、等温压缩空气储能技术、液态压缩空气储能技术和超临界压缩空气储能技术。

我国已成功实现以地下盐穴作为储气库的非补燃式绝热压缩空气电站的发电，建设的压缩空气储能电站的发电规模也在不断扩大，从60MW到100MW，再到现如今正在建设的300MW及以上规模的压缩空气储能电站，发展潜力巨大。未来，压缩空气储能有望成为抽水蓄能的补充，在新能源电站及电网方向也拥有很广阔的应用前景。如能在液态压缩空气储能技术和超临界压缩空气储能技术领域再取得突破，在地下洞穴和人工平硐储气库密封承压改造技术上再进一步，压缩空气储能技术将有望实现大规模的应用并助力我国新能源及储能建设的高质量发展。 

原标题：空气压缩储能的发展现状及其应用前景