压缩空气储能是另一种可以实现大容量和长时间电能存储的电力储能系统，是指将低谷、风电、太阳能等不易储藏的电力用于压缩空气，将压缩后的高压空气密封在储气设施中，在需要时释放压缩空气推动透平发电的储能方式。目前，地下储气站可采用报废矿井、沉降在海底的储气罐、山洞、过期油气井和新建储气井等多种模式，其中最理想的是水封恒压储气站，能保持输出恒压气体。地上储气站采用高压的储气罐模式［1］。压缩空气储能具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点，具体如下：
（1）规模上仅次于抽水蓄能，适合建造大型电站。压缩空气储能系统工作时间长，可以持续数小时乃至数天。
（2）建造成本和运行成本比较低，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。由于使用高性能绝热材料，仅使用少量或不使用天然气或石油等燃料即可实现对压缩空气的加热，从而降低燃料成本占比。
（3）场地限制少。虽然将压缩空气储存在合适的地下矿井或溶岩下的洞穴中是最经济的方式，但是现代压缩空气储存的解决方法是可以用地面储气罐取代溶洞；
（4）寿命长，通过维护可以达到40—50年，接近抽水蓄能的50年。并且其效率可以达到60%左右，接近抽水蓄能电站。
（5）安全性和可靠性高。压缩空气储能使用的原料是空气，不会燃烧，不产生任何有毒有害气体，也没有爆炸的危险。
压缩空气储能是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统，工作原理与之非常类似。如图16．6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－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［12］。
图16．6 燃气轮机系统原理图
压缩空气储能一般包括5个主要部件：压气机、燃烧室及换热器、涡轮（透平）、储气装置（地下或地上洞穴或压力容器）、电动机／发电机（见图16．7）。其工作原理与燃气轮机稍有不同的是：压缩空气储能系统的压缩机和涡轮（透平）不同时工作，电动机与发电机共用一机。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，驱动涡轮带动发电机输出电能［13，14］。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。
图16．7 压缩空气系统原理图
压缩空气储能系统种类较多，根据压缩空气储能系统的热源不同可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统、带储热的压缩空气储能系统、无热源的压缩空气储能系统；根据压缩空气储能系统的规模不同，可以分为大型压缩空气储能系统（单台机组规模为100MW级）、小型压缩空气储能系统（单台机组规模为100MW级）、微型压缩空气储能系统（单台机组规模为100kW级）；根据压缩空气储能系统是否同其他热力循环系统耦合，可以分为传统压缩空气储能系统、压缩空气储能－燃气轮机耦合系统、压缩空气储能－燃气蒸汽联合循环耦合系统、压缩空气储能－内燃机耦合系统、压缩空气储能－制冷循环耦合系统、压缩空气储能－可再生能源耦合系统。
2）发展现状及应用情况
压缩空气储能发电已有成熟的运行经验，最早投运的机组已安全运行30多年。目前，世界上有两座运行时间较长的大型压缩空气储能项目，即1978年建成的德国Huntorf电站以及1991年建成的美国阿拉巴马州的电站。两个电站采用的都是采盐形成的地下洞穴。
德国Huntorf电站是世界上最大容量的压缩空气储能电站［14］。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600m的废弃矿洞中，矿洞总容积达3．1×105 m3，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年期间共起动并网5 000多次，平均起动可靠性97．6%，实际运行效率约为42%。(www.xing528.com)
阿拉巴马州的McIntosh压缩空气储能电站的压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW。储气洞穴在地下450m，总容积为5．6×105 m3，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。该电站由阿拉巴马州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制［15］，实际运行效率约为54%。
美国俄亥俄州Norton从2001年起开始建一座2 700MW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670m的地下岩盐层洞穴内，储气洞穴容积为9．57×106 m3。
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，最大压力为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。储能系统发电功率为422MW，空气压力为3．3MPa，系统充气时间为8h，储气洞穴为硬岩地质，采用水封方式。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。
美国内布拉斯加州公共电力公司（The Nebraska Public Power District （NPPD））正着手在3 000英尺的地下建设一个压缩空气储能项目［17］。NPPD租用位于德尔郡（Deual Country）Big Spring附近的达科塔砂岩层（Dakota Sandstone）存储压缩空气。该压缩空气储能电站将用来稳定风电场的输出。
我国的安徽省芜湖高新区管委会与清华大学以及中国科学院经过多次交流洽谈，正计划在高新区合作建设“500kW压缩空气储能系统示范项目”［16］。
压缩空气储能系统在电力的生产、运输和消费等领域具有广泛的应用价值。具体包括：
（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起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）调频，压缩空气电站可以像其他燃气轮机电站、抽水蓄能电站、火电站一样起到调频作用，由于其所用的是低谷电能，可做电网第一调频厂运行。当其与其他储能技术如超级电容、飞轮储能结合时，调频速度更快。
（4）可再生能源储存和稳定，利用压缩空气储能系统可以将间断的可再生能源存储起来，在用电高峰期释放，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。
压缩空气蓄能是一项灵活而可靠的技术，可迅速满足各种变负荷要求，具有快速起动能力，有良好的负荷跟踪和频率控制特性，能实现远距离自动控制。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，但目前还存在传统压缩空气储能系统需要燃烧化石能源、小型系统的效率不高和大型系统需要特定的地理条件建造储气室等缺点。压缩空气蓄能电站正在向大型化联合循环和微型化方向发展，联合循环以及热、电、冷多联供都可以大幅度提高能源利用效率，是未来研究的发展趋势［18］。
在我国风能、太阳能等可再生能源与消费中心地区严重逆向分布的背景下，随着压缩空气蓄能技术的不断发展和完善，预计它将在若干方面优于抽水蓄能电站，成为另一种经济可行的储能技术，必将会在未来电力系统中得到广泛的应用［19］。
压缩空气蓄能电站因占地面积少，环境污染小，经济性能高等明显的优势，在世界范围内受到了广泛的关注，未来无疑将成为除抽水蓄能之外最具发展潜力的大规模储能系统。
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