看着！压缩空气有这样的储能技术，真是了不起。它是一种可再生能源，具有波动性和间歇性的特点。电能的大规模并网对电力系统的安全稳定运行水平提出了更高的要求。储能技术作为智能电网的重要组成部分，可以为电网运行提供调峰、调频、黑启动等多种服务，可以显著提高电力系统的灵活性和安全性。
压缩空气储能技术是一种可以大容量推广的物理储能技术。为促进压缩空气储能技术的发展，北京市科学技术委员会、广东省自然科学基金、《国家“十二五”科技规划先进能源技术{6470f392cea2c}年项目指南》和《国家重点研发领域高技术领域2017年项目指南》;d计划已经全部资助了先进的压缩空气储能技术。
2017年9月国家发展改革委、国家能源局等部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（发改能源〔2017〕1701号）》明确提出开展10MW/100MWh超临界压缩空气储能系统研发和示范，2019年6月进一步发布的《贯彻落实〈关于促进储能技术与产业发展的指导意见〉2019-2020年行动计划》提出重点推进大容量压缩空气储能等重大先进技术工程建设，推进100 MW压缩空气储能工程验证和示范。
本文对《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中涉及的压缩空气储能技术进行了总结，并介绍了国内的研发情况。对致力于压缩空气储能技术工程示范的d团队及其技术进行梳理。在此基础上，介绍了世界上两座大容量商用压缩空气储能电站的运行情况，跟踪了国内外压缩空气储能新技术工程示范的最新进展。从综合角度总结了已投运多年的商用储能站的运行经验和近年来压缩空气储能技术的发展。同时，以供电侧储能站场景、电网侧储能站场景和用户侧储能站场景为切入点，分析了压缩空气储能技术商业场景的适用性，为压缩空气储能技术的发展提供参考。
根据《储能产业研究白皮书2019》公布的储能预测数据，到2025年中国抽水蓄能累计装机容量将达到90GW，到2023年中国电化学储能累计装机容量将达到20GW。
截至2018年底，我国储能累计装机容量达到31.3GW，其中抽水蓄能电站累计容量为29.99GW，电化学储能电站累计容量为1072.7MW其中，锂离子电池累计装机容量最高，累计装机容量为758.8MW
与装机容量迅速增加的电化学储能站相比，可大容量推广的压缩空气储能技术近年来处于快速发展状态。国内已建成500kW容量等级、1.5MW容量等级、10MW容量等级等多种容量规模的压缩空气储能示范电站，完成了多个容量等级的技术验证。
储能技术包括机械储能和电化学储能，其中大容量机械储能技术主要包括泵送储能和压缩空气储能。大容量电化学储能技术主要有锂离子电池和铅碳电池。典型的储能技术及其优缺点如表1所示。
中国科学院工程热物理研究所建立了储能研发中心；中心，并承担了多项压缩空气储能研究项目，包括国家重点研发项目；研发项目。10MW先进压缩空气储能技术研发与示范”和北京市科技计划“研发与示范”项目；大型先进压缩空气储能系统的研发和示范”。1.5的一个示范项目
自2012年起，郭作刚博士开始研发新型压缩空气储能技术，完成了新型压缩空气储能博士后项目，同时承担了包括广东省自然科学基金在内的多项压缩空气储能项目，从市场需求和商业推广的角度研发新型压缩空气储能技术。在新型压缩空气储能技术的研发过程中，射流调压系统的引入克服了调压阀压力能量损失大的技术缺陷，大大提高了储能系统的性能。代表专利之一是“压缩空气储能系统”。
清华大学电机系梅生伟教授带领的压缩空气储能团队参与了安徽芜湖高新区“500kW压缩空气储能系统示范工程”项目。项目所需3000万元由国家电网投资，项目于2014年11月首次发电成功。据悉，“500kW压缩空气储能系统示范工程”最大发电量已达420kW，单循环发电量360kWh，储能效率33%。清华大学电机储能团队的代表专利之一是“一种50MW绝热压缩空气储能方法”。
丁玉龙教授曾任英国利兹大学-中国科学院过程工程研究所联合储能技术研究中心首任主任，现为英国伯明翰大学-国家电网全球能源互联网欧洲研究院联合实验室联合(创始)主任。丁玉龙教授的储能团队利用液态空气密度高、易储存的特点，开发了液态空气储能技术。储能团队的代表专利之一是“液空储能系统能效提升装置及方法”。
国家电网全球能源互联网研究院储能团队致力于液态压缩空气储能技术的研发。储能团队在压缩空气储能领域获得多项发明专利。代表性专利之一是“一种带加压储罐的低温液空储能系统”。另据报道，全球能源互联网研究院压缩空气储能团队在江苏省吴江区同里镇开展了500kWh液态压缩空气储能示范项目建设。
德国亨托夫压缩空气储能电站是世界上第一座投入商业运营的压缩空气储能电站。该项目于1978年投入使用。Fritz Crotogino等人在2001年美国佛罗里达召开的春季会议上分享了德国汉特福电站1978-2001年的运行经验，并提供了汉特福储能电站的配置参数。
图1为汉特福储能电站流程图，图2为汉特福储能电站航拍照片。发电站包括两个地下储气库。在储存电能的过程中，空压机组消耗电能制备高压空气，并将其注入两个地下储气库。电能输出时，地下储气洞内的高压空气通过阀门稳压，达到稳压，在燃烧器内与天然气混合燃烧，温度升高后，直接进入膨胀机做功。汉府蓄能电站两台膨胀机前安装燃烧器，最后一台膨胀机的高温废气通过烟囱直接排放。
表2给出了德国汉特福电站的配置参数。储能电站在电能储存阶段按照电能输出与空气质量流量之比为4:1设计。储能电站可连续储能12小时，连续输出电能3小时。
图3显示了德国汉特福储能电站的压缩机组和膨胀机组每年的启动次数。在运行初期，储能电站主要作为应急备用电源，当电网中其他电源断电时，向电网提供有功出力支持
在德国汉特福压缩空气储能电站电能输出阶段，随着压缩空气以417kg/s的质量流量持续释放，储气洞内空气温度相应下降，总温度下降约20，如图4所示。在储气洞注气和出气过程中，压缩空气与洞壁上约1m厚的岩层之间存在热交流行为。
世界上第二座投入商业运营的压缩空气储能电站位于美国阿拉巴马州。这个储能电站是在德国汉特福储能电站的基础上，增加了膨胀机排气余热再利用系统。通过在膨胀机排气烟道上设置热交换器，将膨胀机排气携带的热量传递给储气穴释放的压缩空气流，从而节省天然气消耗。
图5是美国阿拉巴马州的压缩空气储能电站的航拍照片，图6是储能电站的内部照片。阿拉巴马储能电站于1991年投入商业运营。压缩机组功率为50MW，膨胀发电机组输出功率为110MW，地下储气库总容积为56万m3，储气库位于地表以下450米。可连续储能41小时，连续输出电能26小时。
2001年，日本北海道孔之县建成了膨胀机输出2MW的压缩空气储能示范工程。将8MPa的压缩空气储存在储气设备中，并在储气设备的腔体内放置气密膜以防止空气泄漏。另据报道，北海道2MW压缩空气储能示范项目是日本正在开发的400MW机组的示范中间机组，容量为400MW的大型储能电站将利用地表下450米的煤矿洞穴作为储气洞穴。
英国曼彻斯特5MW/15MWh液态空气储能示范工程于2018年6月投产。该项目由Highview Power和Viridor联合开发。这个项目得到了英国政府800万英镑的资助。电网多余电能用于制备液态空气(-196)，液态空气储存在保温真空储罐中备用。在电能释放阶段，液态空气被加压气化，驱动膨胀单元输出电能。
另据报道，英国液态空气储能开发商Highview Power近日签署了一份项目协议，合同金额约为10亿欧元。预计将在英国选择两个地点进一步部署大容量液态空气储能系统。
2019年2月，澳大利亚可再生能源署已批准为澳大利亚首个压缩空气储能示范项目提供约600万澳元的资金支持。加拿大能源供应商Hydrostor将南澳大利亚一个废弃的锌矿洞改造成地下储气洞，建成了一个容量为5MW/10MWh压缩空气的示范电站。建成后，5MW/10MWh压缩空气储能示范电站将为南澳电网提供调峰填谷、辅助调频等电力服务。
中国首套1.5MW超临界压缩空气储能系统由中国科学院工程热物理研究所承担的“超临界压缩空气储能系统研制”项目资助，于2013年在河北廊坊建成。报告显示，河北廊坊1.5MW超临界压缩空气储能系统已完成168小时运行测试，各项指标均达到或超过项目考核指标要求，储能系统效率约为52%。
安徽芜湖500kW压缩空气储能示范工程由国家电网投资3000万元建设。该项目的技术参与方包括中科院理化技术研究所、清华大学电机系储能团队和中国电力科学研究院。该项目于2014年11月首次成功发电。据悉，“500kW压缩空气储能系统示范工程”储能效率为33%。
贵州10MW压缩机
国家电网在江苏省苏州市吴江区同里镇建设了500kW液态空气储能示范工程，可为园区提供500kWh电力。夏季制冷量约为2.9GJ/天，冬季制热量约为4.4GJ/天。液空储能示范工程包括压缩液化单元、蓄冷蓄热单元和膨胀单元。项目效果如图12所示。
中盐金坛盐穴60MW压缩空气储能示范项目位于江苏省常州市金坛区薛埠镇。储能系统设计效率为58.2%。本项目利用中石油地下盐矿采盐形成的废弃洞穴作为储气空间。一期投资5.34亿元在盐穴建设60MW压缩空气储能系统，后期将建成装机容量100万千瓦的压缩空气储能基地，总投资15亿元。“盐穴压缩空气储能国家实验示范工程”由中国盐业集团、清华大学、中国华能共同投资建设。该项目于2017年5月27日获得国家能源局批准，2018年12月25日开工建设，预计2020年5月投产。
压缩空气储能技术属于能量型储能技术。压缩空气储能电站的商业应用场景根据储能电站的接入位置可分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能三种。电力侧储能是指储能站的接入位置位于供电(或发电厂)和电网结算的关口表后，储能站属于电力侧资产；电网侧储能是指储能站直接接入输电网或配电网，储能站接受电力调度机构的统一调度，为电网安全稳定运行服务；用户侧储能是指储能站的接入位置在用户侧关口表后面，储能站属于用户侧资产，相当于用户侧负荷，通过用户侧关口表与电网结算。三种商业应用场景中储能站的资产归属和边界条件存在差异，储能站的功能和收益模式也存在显著差异。
在电源侧使用压缩空气储能电站，可用于提供调峰调频等辅助服务。以南方电网为例，广东省已建立调频辅助服务市场，参与调频的机组调频辅助服务收入与机组的调节率、响应时间、调节偏差、调节里程有关。储能站可与常规火电机组组成联合体，实现调峰调频，提高火电厂AGC调频性能。一方面可以减少常规火电机组的频繁更换，降低煤耗，减少设备磨损，延长设备寿命；另一方面可以充分发挥压缩空气储能电站响应时间短、调节速度快、调节精度高、使用寿命长等技术特点。电源侧压缩储能电站的收入来源是参与调峰调频等辅助服务获得的收入。此外，由于风电、光伏等新能源输出的季节性和间歇性，利用压缩空气储能电站促进新能源消纳在技术上是可行的。但从经济可行性分析来看，拟配置的机组容量极大，年利用小时数非常有限，暂时不太经济。
压缩储能电站在电网侧的应用主要包括调峰调频、黑启动、缓解输电和配电
由于侧边储能起到了保障电网的作用，所以商业模式主要是通过将储能站的投资和运营成本纳入电网输配电价来认可的。但目前国家出台的输配电系列核准政策尚未松动，短期内网侧储能难以大量纳入输配电价核准范围。因此，可以预见，未来电网侧压缩空气储能仍将以“首套”性质的科研示范为主，大规模应用尚需时日。
用户作为电能产生-输送-分配-转换-使用的最后一个环节，直接消耗电能，为社会经济发展服务。站在用户侧的储能场景是从降低用户侧用电成本和提高用电可靠性的需求发展而来的。
压缩空气蓄能电站具有安全、无污染、寿命长、机组性能稳定等特点。特别是采用储罐结构的压缩空气储能，在空间上具有灵活性。结合峰谷电价和两部制电价，可以降低用户侧的用电成本，提高用电可靠性。压缩空气储能站的用途和场景主要包括：基于峰谷电价的电费管理场景、基于两部制电价的容量费用管理场景、基于提高电能质量和用电可靠性的场景、参与用电场景。
工业用户的电力需求特点与其生产过程特点有关。工业用户用电具有用电量大、负荷需求相对刚性的特点。在满足工艺生产的前提下，如何降低用电成本是工业用户成本控制的核心环节。
包括广东省在内的我国部分省份对工业用户实行两部制分时电价，区分大工业用电和一般工商业用电。以广州市分时电价为例，一天24小时分为8小时低谷期、6小时高峰期和10小时正常期。一般工商业电价(1-10千伏)低谷时0.3603元/千瓦时，正常时期0.7206元/千瓦时，高峰时1.1890元/千瓦时。峰谷电价差达到0.8287元/千瓦时。
在这种边界条件下，用户侧储能采用能量型压缩空气储能电站，在低谷期储存电能，在高峰期释放电能，从而获得基于峰谷电价的电费管理的稳定收益。如果配置一个功率输出为10MW的压缩空气储能电站，每天高峰时段放电4小时，总放电量为120万千瓦时/月，节约电价约99.45万元/月。
客户储能站除了在电价上产生稳定的收益外，还可以在现行两部制电价政策的基础上，基于容量成本管理产生收益。再次，以广州市分时电价为例，大工业用户实行两部制电价政策，即基本电价和电价。基本电价可按变压器容量(元/KVA月)或最大需量(元/千瓦月)结算，其中广州市大工业用户现行结算标准为0.2300元/KVA月，最大需量(元/千瓦月)结算标准为0.0。通过在大工业用户负荷需求高峰期配置压缩空气储能电站，储能站输出功率可降低最大需求(人民币//kW月)，从而降低大工业用户的基本电价(即容量成本)支出。如果配置一个功率输出为10MW的压缩空气储能电站，为单个大型工业用户节省的容量成本为3200元/月。
由于电力系统的发电侧是与风力发电和光伏发电等间歇性可再生能源相连的，负荷的种类和性质对使用
用户侧压缩空气储能电站不仅满足工业用户的电力成本管理需求，还具有参与电网调峰调频等辅助服务市场的潜力。根据南方能源监管局发布的《广东调频辅助服务市场交易规则(试行)》，装有自动发电控制装置(AGC)的储能站可以作为第三方辅助服务提供商参与广东调频辅助服务市场，并可获得调频里程补偿和调频容量补偿。
由于用户侧压缩空气储能电站享受了峰谷电价套利，目前从体制机制上不认可用户侧储能地位参与调频市场。但从物理概念层面来看，压缩空气储能并非全天运行在调峰填谷模式，在部分时段有空余时间和容量参与调频的辅助服务。因此，迫切需要出台相关实施细则，明确参与调频辅助服务的用户侧压缩空气储能电站的运行规则和结算方式。
在储能技术和储能产业蓬勃发展的新形势下，梳理了我国致力于压缩空气储能技术示范验证的研究团队及其技术特点，跟踪了国内外压缩空气储能示范项目进展，分析了压缩空气储能技术潜在的商业应用场景，得出以下结论：
(1)国内压缩空气储能技术近年来处于蓬勃发展阶段，研究覆盖超临界压缩空气储能技术、绝热压缩空气储能技术和液态压缩空气储能技术。同时，500kW容量、1.5MW容量、10MW容量的压缩空气储能示范工程已全部完成，实现了压缩空气储能技术从理论研究阶段向演示验证阶段的突破；
(2)1978年投产的德国汉特福压缩空气储能电站，1991年投产的美国阿拉巴马储能电站，经历了几十年的商业运行验证。两座商用储能电站的可靠运行经验对压缩空气储能技术在我国的商业化应用具有借鉴意义；
(3)压缩空气储能技术作为一种能源型储能技术，具有机组生命周期内不衰减的优势，在电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能三种场景下具有广泛的应用前景；
(4)电源侧储能应用场景下，压缩空气储能站以参与调峰调频等辅助服务为主要应用场景。在电网侧储能的应用场景下，压缩空气储能电站主要利用调峰调频、黑启动、缓解输配电阻塞、延缓输配电设备投资、提高供电可靠性等。从而起到保底电网的作用。
在用户侧储能应用场景下，压缩空气储能站立足于满足用户降低用电成本、提高用电可靠性的需求，具体可以包括基于峰谷电价的电费管理场景、基于两部制电价的容量成本管理场景、基于提高电能质量和用电可靠性的场景、参与电力辅助服务市场的场景。
