具有动摇性及间歇性特色的可再生动力电能大规划并网，对电力体系安全安稳运转水平提出了更高要求。作为智能电网的重要组成部分，储能技能可以为电网运转供给调峰、调频及黑发动等多种服务，可以明显进步电力体系的灵活性及安全性。
紧缩空气储能技能是一种可以大容量推行的物理储能技能，为促进紧缩空气储能技能展开，北京市科学技能委员会、广东省自然科学基金、“十二五”国家科技方案先进动力技能范畴2013年度项目攻略及国家要点研制方案高新范畴2017年度项目攻略等科技途径均对先进紧缩空气储能技能进行了赞助。
国家发改委及国家动力局等多部委联合于2017年9月发布的《关于促进储能技能与工业展开的辅导定见（发改动力〔2017〕1701号）》明确提出展开10MW/100MWh级超临界紧缩空气储能体系研制及演示，于2019年6月进一步发布的《贯彻落实〈关于促进储能技能与工业展开的辅导定见〉2019-2020年行动方案》提出要点推进大容量紧缩空气储能等严重先进技能项目建造，推进百兆瓦紧缩空气储能项目完成验证演示。
本文针对《关于促进储能技能与工业展开的辅导定见》中触及的紧缩空气储能技能进行总述，梳理了国内致力于紧缩空气储能技能工程演示的研制团队及其技能。在此基础上介绍了全球两座大容量商业化紧缩空气储能电站的运转状况，盯梢国内外新式紧缩空气储能技能的工程演示最新发展，以较全面的视角对已投运多年的商业化储能站运转阅历及近年来紧缩空气储能技能的展开状况进行总述，一起以电源侧储能站场景、电网侧储能站场景及用户侧储能站场景为切入点展开了紧缩空气储能技能的商业场景适用性剖析，为紧缩空气储能技能展开供给学习。
根据《储能工业研讨白皮书2019》发布的储能猜测数据，至2025年我国的抽水蓄能累计装机容量将到达90GW，至2023年我国的电化学储能累计装机容量将到达20GW。
到2018年末，我国的储能装机累计容量现已到达31.3GW，其间抽水蓄能电站累计容量为29.99GW，电化学储能电站的累计装机容量为1072.7MW，电化学储能电站中的锂离子电池储能累计装机容量最高，锂离子电池储能累计装机容量为758.8MW。
相关于装机容量快速增长的电化学储能站，可大容量推行的紧缩空气储能技能近年来处于快速展开状况，国内已建成500kW容量等级，1.5MW容量等级及10MW容量等级等多种容量规划的紧缩空气储能演示电站，完成了多容量等级的技能验证作业。
储能技能包含机械储能及电化学储能两大类，其间大容量的机械储能技能首要包含抽水蓄能及紧缩空气储能；大容量的电化学储能技能首要包含锂离子电池及铅炭电池等；典型的能量型储能技能及其优缺点详见表1。
中科院工程热物理研讨所设立了储能研制中心，由陈海生研讨员担任储能研制中心主任，承当了包含国家要点研制方案项目“10MW级先进紧缩空气储能技能研制与演示”及北京市科技方案项目“大规划先进紧缩空气储能体系研制与演示”等在内的多项紧缩空气储能研讨项目，已建成1.5MW级紧缩空气储能演示项目1座（体系功率52%）及10MW级紧缩空气储能体系演示项目1座（体系功率60.2%），储能团队代表性专利之一为“超临界紧缩空气储能体系”。
南方电网科学研讨院新动力与归纳动力团队在海上风电、储能、微电网及归纳动力等范畴具有技能堆集。新动力与归纳动力团队成员郭祚刚博士在紧缩空气储能范畴具有多年研制阅历，现为南方电网公司大容量储能严重科研团队成员。
郭祚刚博士自2012年开端研制新式紧缩空气储能技能，完成了新式紧缩空气储能博士后课题，一起承当了包含广东省自然科学基金在内的多项紧缩空气储能课题，从商场需求及商业推行视点研制新式紧缩空气储能技能。在新式紧缩空气储能技能研制进程中，经过引进喷发调压体系克服了降压阀调压存在较大压力能丢失的技能缺点，较大起伏进步储能体系功用，代表性专利之一为“紧缩空气储能体系”。
清华大学电机系紧缩空气储能团队由梅生伟教授担任负责人，参加了安徽芜湖高新区的“500kW紧缩空气储能体系演示项目”课题，项目所需的3000万资金由国家电网出资，项目于2014年11月初次发电成功。据报道，“500kW紧缩空气储能体系演示项目”的最大发电功率到达了420kW，单次循环发电量为360kWh，储能功率为33%。清华大学电机系储能团队的代表性专利之一为“一种50MW绝热紧缩空气储能办法”。
丁玉龙教授曾担任利兹大学-中科院进程工程研讨所联合储能技能研讨中心首任主任，现为英国伯明翰大学-国家电网全球动力互联网欧洲研讨院联合实验室一起（创立）主任。丁玉龙教授储能团队使用液态空气具有密度大且易于贮存的特色，研制液态空气储能技能，储能团队代表性专利之一为“液态空气储能体系能效进步设备及办法”。
国家电网的全球动力互联网研讨院储能团队致力于液态紧缩空气储能技能的研制，储能团队在紧缩空气储能范畴已取得多项发明专利授权，代表性专利之一为“一种储罐增压型的深冷液态空气储能体系”。另据报道，全球动力互联网研讨院紧缩空气储能团队在江苏吴江区同里镇展开500kWh的液态紧缩空气储能演示工程建造。
德国汉特福（Huntorf）紧缩空气储能电站是全球首座投入商业运转的紧缩空气储能电站，该项目在1978年执役。Fritz Crotogino等人在2001年美国Florida州举行的春季会议上共享了德国汉特福电站自1978年至2001年的20余年间运转阅历，一起供给了汉特福储能电站的装备参数。
图1为汉特福储能电站流程示意图，图2为汉特福储能电站的航拍实景相片。储能电站包含两处地下储气窟窿，在电能贮存时空气紧缩机组耗费电能制备高压力的空气并注入两处地下储气窟窿中；在电能输出时，地下储气窟窿内高压力空气经过阀门稳压完成压力安稳，在焚烧器内与天然气完成参混焚烧与温度进步后直接进入胀大机做功。汉特福储能电站的两台胀大机之前都设置了焚烧器，末级胀大机的高温废气直接经过烟囱排放。
表2为德国汉特福电站的装备参数，储能电站依照电能输出与电能贮存阶段空气质量流速比为4:1进行规划，储能电站可接连储能12小时，接连输出电能3小时。
图3给出了德国汉特福储能电站的紧缩机组及胀大机组每年的发动次数。在投运之初，该储能电站首要充任紧迫备用电源人物，当电网内其他电源呈现毛病时，向电网供给有功输出支撑，机组的均匀发动牢靠性为97.6%，截止现在该储能电站仍在运营。在1978年初次投用时，储能电站的紧缩机组就发动将近400次，胀大发电机组发动次数也超越250次；到1979年，胀大发电机组发动次数到达了450次左右。自1985年之后，汉特福紧缩空气储能电站地址的电网接入了大容量的抽水蓄能电站，电网削减了对紧缩空气储能电站的调用频次。
德国汉特福紧缩空气储能电站在电能输出阶段，储气窟窿内空气温度跟着紧缩空气以417kg/s的质量流速继续开释而相应下降，温度总下降起伏约20℃，如图4。在储气窟窿注入气流及流出气流进程中，紧缩空气与窟窿壁面1米厚度左右的岩石层存在热交换行为。
全球投入商业运营的第二座紧缩空气储能电站坐落美国阿拉巴马州（Alabama），该储能电站在德国汉特福储能电站的基础上增加了胀大机排气余热再使用体系，经过在胀大机排气烟道上安置换热器将胀大机排气带着热量传递给储气窟窿开释的紧缩空气气流，节约天然气耗量。
图5为美国阿拉巴马州紧缩空气储能电站航摄影，图6为储能电站内景相片。阿拉巴马州储能电站于1991年投入商业运转，紧缩机组功率为50MW，胀大发电机组输出功率为110MW，地下储气窟窿总容积为560,000m3，储气窟窿在地表以下450米，可以接连储能41小时，接连对外输出电能26小时。
日本北海道空知郡在2001年建成了胀大机输出功率为2MW的紧缩空气储能演示工程，8MPa的紧缩空气被贮存在储气设备傍边，储气设备的内腔安放了air-tight薄膜以避免空气走漏。另据报道，北海道2MW紧缩空气储能演示项目是日本正在开发的容量400MW机组的演示性中心机组，400MW容量的大型储能电站将使用地表以下450米深处的煤矿窟窿作为储气窟窿。
坐落英国曼彻斯特的5MW/15MWh规划的液态空气储能演示项目于2018年6月投入运转，该项目由英国Highview Power公司与Viridor公司合作开发。该项目取得了800万英镑的英国政府资金支撑，使用电网过剩电能制备液态空气（-196℃），液态空气在隔热的真空储罐内进行贮存备用，在电能开释阶段液态空气经过加压后气化，驱动胀大机组输出电能。
另据报道，英国液态空气储能开发商Highview Power公司在近期签署了合同额约10亿欧元的项目协议，估计在英国选取两个地址进一步布置大容量的液态空气储能体系。
2019年2月，澳大利亚可再生动力署已同意为澳大利亚第一个紧缩空气储能演示项目供给约600万澳元的资金支撑。加拿大动力商Hydrostor公司将南澳大利亚州的一处抛弃锌矿窟窿改造为地下储气窟窿，依托此窟窿建造容量为5MW/10MWh的紧缩空气储能演示电站。该5MW/10MWh紧缩空气储能演示电站建成后，将为南澳大利亚州电网供给削峰填谷及辅佐调频等电力服务。
国内第一套1.5MW超临界紧缩空气储能体系由中科院工程热物理研讨所承当的北京市科技方案严重课题“超临界紧缩空气储能体系研制”项目经费赞助，于2013年在河北廊坊建成。据报道，河北廊坊1.5MW超临界紧缩空气储能体系完成了168小时运转实验，各项目标均到达或超越课题查核目标要求，储能体系功率约52%。
安徽芜湖500kW紧缩空气储能演示项目由国家电网出资3000万元兴修，项目技能参加单位包含我国科学院理化技能研讨所、清华大学电机系储能团队及我国电力科学研讨院等单位，项目于2014年11月初次发电成功。据报道，“500kW紧缩空气储能体系演示项目”的储能功率为33%。
贵州毕节10MW紧缩空气储能演示渠道由中科院工程热物理研讨所研制，演示渠道得到了国家要点研制方案项目“10MW级先进紧缩空气储能技能研制与演示”及北京市科技方案项目“大规划先进紧缩空气储能体系研制与演示”等课题经费支撑。据报道，贵州毕节10MW紧缩空气储能演示渠道在2017年5月开端体系联合调试，紧缩空气储能演示渠道在额外工况下的功率为60.2%。
国家电网在江苏省苏州市吴江区同里镇建造500kW液态空气储能演示项目，可为园区供给500kWh电力，夏日供冷量约2.9GJ/天，冬天供暖量约4.4GJ/天。液态空气储能演示项目包含紧缩液化单元、蓄冷及蓄热单元、胀大机组发电单元，项目效果如图12所示。
中盐金坛60MW盐穴紧缩空气储能演示项目坐落江苏省常州市金坛区薛埠镇，储能体系规划功率为58.2%。项目选用中盐集团地下盐矿采盐构成的抛弃空穴作为储气空间，首期出资5.34亿元建造一套60MW盐穴非补燃紧缩空气储能体系，后期将分期建造成装机容量达百万千瓦的紧缩空气储能基地，项目总出资为15亿元。“盐穴紧缩空气储能国家实验演示项目”由中盐集团、清华大学及我国华能三方一起出资建造，该项目于2017年5月27日获国家动力局批复，于2018年12月25日开工建造，估计于2020年5月投产运转。
紧缩空气储能技能归于能量型储能技能，紧缩空气储能电站的商业使用场景根据储能电站的接入方位可分为电源侧储能、电网侧储能及用户侧储能三种类型。电源侧储能是指储能站接入方位坐落电源（或发电厂）与电网结算的关口表计之后，储能站归于电源侧财物；电网侧储能是指储能站直接接入输电网或配电网，储能站承受电力调度组织的一致调度，服务于电网的安全安稳运转；用户侧储能是指储能站接入方位坐落用户侧关口表计之后，储能站归于用户侧财物，等效为用户侧负荷，经过用户侧关口表计与电网结算。三类商业使用场景的储能站财物归属及鸿沟条件存在差异，储能站的功用及收益方法也存在明显差异。
紧缩空气储能电站在电源侧的用处可用于供给调峰调频等辅佐服务。以南方电网区域为例，广东省现已树立调频辅佐服务商场，参加调频的发电机组的调频辅佐服务收益与机组的调理速率、呼应时刻、调理量误差和调理路程均有联系。储能站可以同惯例火力发电机组组成联合体的方法，完成调峰调频功用，进步火电厂AGC调频功用，一方面削减惯例火力发电机组频频改变，下降煤耗，削减机组设备磨损，延伸设备寿数，另一方面发挥紧缩空气储能电站呼应时刻短，调理速率快、调理精度高、寿数长等技能特色。紧缩空气储能电站在电源侧的收益来历参加调峰调频等辅佐服务取得的收益。此外，因为风电、光伏等新动力出力具有季节性和间歇性，使用紧缩空气储能电站促进新动力消纳在技能上具有可行性，但从经济可行性上剖析，需求装备的机组容量极大且年使用小时数十分有限，因而暂不具有经济性。
紧缩空气储能电站在电网侧的用处首要包含调峰调频、黑发动、缓解输配电堵塞及推迟输配电设备出资、进步供电牢靠性等。黑发动是指当电力体系因产生毛病而中止运转后，经过具有自发动才能的机组首先发动，带动无自发动才能的机组康复运转，然后到达康复整个电力体系的意图。缓解输配电堵塞指在输配电线路上装备储能站，在输配电线路运送负荷超越线路容量时，启用储能站进行调理。
因电网输配电设备容量需满意用户侧最大负荷需求，关于仅在顶峰时段时刻短负荷超出输配电设备容量的电网侧场景，进行电网全面晋级及扩建的本钱昂扬，此刻经过装备储能站可以明显推迟输配电设备扩容发展。进步供电牢靠性是指，紧缩空气储能电站可以作为配电网负荷转供电的一种备用电源，当上级电网停电或附近配电线路毛病时，经过转供电为重要负荷继续供电，然后进步供电牢靠性。
电网侧储能因为发挥保底电网功用，商业方法首要是经过将储能站出资及运转费用归入电网输配电价进行核定。可是，现在国家出台的输配电系列核定方针暂未松动，短期内电网侧储能难以很多归入电网输配电价核定规划。因而可以预见，未来一段时刻电网侧紧缩空气储能依然首要以带有“首台首套”性质的科研演示为主，间隔规划化使用需要时刻。
用户侧作为电能发-输-配-变-用的最终一个环节，直接消费电能以服务社会经济展开。储能站在用户侧的场景由下降用电本钱及进步用户侧电能牢靠性等需求基础上演化而来。
紧缩空气储能电站具有安全、无污染、机组寿数长及机组功用安稳等特色，特别是选用罐式结构的紧缩空气储能具有空间上的灵活性，结合用户侧峰谷电价和两部制电价，可在用户侧下降用电本钱并进步用电牢靠性，紧缩空气储能站的用处及场景首要包含：根据峰谷电价的用电本钱办理场景，根据两部制电价的容量费用办理场景，根据进步电能质量及用电牢靠性的场景、参加电力辅佐服务商场场景。
工业用户的电能需求特色与其出产工艺特色相关联，工业用户的电能消费具有用电量大及负荷需求相对刚性等特色，在满意工艺出产的前提下，怎么下降用电本钱是工业用户本钱操控的中心环节。
我国包含广东省在内的部分省份对工业用户施行两部制分时电价，且区别大工业用电及一般工商业用电。以广州市分时电价为例，全天24小时被划分为8小时的低谷时段，6小时的顶峰时段及10小时的平时段。一般工商业电度电价（1-10千伏）的低谷电价为0.3603元/kWh，平时段电价为0.7206元/kWh，顶峰电价为1.1890元/kWh，顶峰电价与低谷电价的峰谷电差价到达0.8287元/kWh。
在此鸿沟条件下，用户侧储能选用能量型的紧缩空气储能电站在低谷时段进行电能贮存，在顶峰时段进行电能开释，便可以取得根据峰谷电价用电本钱办理的安稳收益。若装备电能输出规划为10MW的紧缩空气储能电站，每日在顶峰时段开释电能继续4小时，则总开释电能为120万kWh/月，节约电度电价费用约99.45万元/月。
用户侧储能站除在电度电价方面产生安稳的收益外，还能根据现行的两部制电价方针产生根据容量费用办理的收益。再次以广州市的分时电价为例，大工业用户实施两部制电价方针，即根本电价及电度电价。根本电价可选择按变压器容量（元／kVA·月）或许按最大需量（元／kW·月）两种方法进行结算，其间广州市大工业用户现行的按变压器容量（元／kVA·月）结算规范为0.2300元／kVA·月，按最大需量（元／kW·月）结算规范为0.3200元kW·月。经过装备紧缩空气储能电站在大工业用户的负荷需求顶峰时段，以储能站输出功率下降最大需量（元／kW·月）值，到达削减大工业用户的根本电价费用（即容量费用）的开销。若装备电能输出规划为10MW的紧缩空气储能电站，可为单个大工业用户节约的容量费用为3200元/月。
因为电力体系发电侧接入包含风力发电及光伏发电等间歇性可再生动力电能，电力体系用户侧负荷的类型及负荷性质也存在多样性，因而用户侧在电力体系失衡时会面对电压动摇及频率误差等电能质量问题；此外，在产生停电毛病等状况时，用户侧用电也将面对供电中止等问题。经过在用户侧装备紧缩空气储能电站，可参加用户侧电能质量调理，一起在电网产生短时刻停电毛病时，继续为用户侧供电，进步电能质量及用电牢靠性。
用户侧紧缩空气储能电站在满意工业用户的用电本钱办理需求的一起，还具有参加电网调峰及调频等辅佐服务商场的潜力。根据南方能监局发布的《广东调频辅佐服务商场交易规矩(试行)》，装备主动发电操控设备（简称AGC）的储能站可作为第三方辅佐服务供给者参加广东调频辅佐服务商场，可取得调频路程补偿及调频容量补偿。
因为用户侧紧缩空气储能电站已享受了峰谷电价套利，从体系机制上现在暂不认可用户侧储能身份参加调频商场。可是，从物理概念层面，紧缩空气储能并非全天均运转在削峰填谷方法下，部分时段具有参加调频辅佐服务的空余时刻和容量，因而亟待出台相关施行细则，以界定用户侧紧缩空气储能电站参加调频辅佐服务的运转规矩和结算方法。
本文在储能技能及储能工业繁荣展开的新形势下，梳理了国内致力于紧缩空气储能技能演示验证的研讨团队及其技能特色，一起盯梢了国内外紧缩空气储能演示项意图发展状况，剖析了紧缩空气储能技能潜在的商业使用场景，得出如下定论：
(1) 国内紧缩空气储能技能近年来处于繁荣展开阶段，超临界紧缩空气储能技能、绝热紧缩空气储能技能及液态紧缩空气储能技能均有研讨掩盖，与此一起，500kW容量等级、1.5MW容量等级及10MW容量等级的紧缩空气储能演示工程均已建成，完成了紧缩空气储能技能由理论研讨阶段向演示验证阶段的打破；
(2) 1978年投运的德国汉特福紧缩空气储能电站及1991年投运的美国阿拉巴马储能电站，阅历了数十年的商业化运转验证，两座商业化储能电站的牢靠运转阅历对国内紧缩空气储能技能商业化使用具有学习含义；
(3) 作为能量型储能技能的紧缩空气储能技能，具有机组寿数周期内功用不衰减的优势，在电源侧储能、电网侧储能及用户侧储能三类场景中均有广泛使用远景；
(4) 电源侧储能使用场景下，紧缩空气储能站以参加调峰调频等辅佐服务为首要使用场景。电网侧储能使用场景下，紧缩空气储能电站用处首要包含调峰调频、黑发动、缓解输配电堵塞及推迟输配电设备出资、进步供电牢靠性等，发挥保底电网效果。
用户侧储能使用场景下，紧缩空气储能站立足于满意用户下降用电本钱及进步用电牢靠性的需求，详细可包含根据峰谷电价的用电本钱办理场景，根据两部制电价的容量费用办理场景，根据进步电能质量及用电牢靠性的场景、参加电力辅佐服务商场场景。
