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user: 4. 不同特点的新型压缩空气储能系统 两座已经商业化的压缩空气储能电站，存在着效率低、依赖燃烧室和化石燃料、对环境污染较大、依靠大型储气洞穴选址不灵活等问题。继两座电站之外，美国、日本相继建设了新的压缩空气蓄能系统 [ 9 ] 。为了实现压缩空气储能系统更好发展，国内外学者采用优化热力学循环、耦合利用新能源、与其他现有系统耦合、改变工质状态等方法，提出了许多带有不同特点的新型CAES系统。 4.1. 带储热的压缩空气储能系统 传统的压缩空气储能系统一般带有燃烧室，不能摆脱对传统化石燃料的依赖，同时会向大气中排放大量的污染物。为了解决这个问题，国外学者提出了带储热的压缩空气储能系统 [ 10 ] 。 图1. 德国的Huntorf电站流程图 4.1.1. 先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES) 先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES)是传统的空气压缩储能系统与储热蓄能的结合，去除了燃烧室，将空气压缩过程中的圧缩热储存起来，在高压空气膨胀做功时对其进行加热，系统如图3所示。理论上，将空气压缩至10 MP，温度将达到650℃ [ 11 ] ，因为系统没有燃烧室，为了达到要求的功率，压缩机需要更大压比，同时为了使膨胀机进口温度不致过高，需尽可能增大进气流量。该系统利用了空气压缩时的圧缩热，极大地提高了系统效率。目前先进绝热压缩空气储能系统效率已达70% [ 12 ] [ 13 ] 。当然由于增加了储热系统，系统初期投资要相应提高。 4.1.2. 外来热源储热的压缩空气储能系统 空气在绝热压缩过程中，要消耗更多的压缩功，降低了储能系统效率。所以通过存储外来热源代替燃烧室燃料热量，可进一步提高储能系统效率。该系统可利用太阳能热，电力、化工等行业余热以及生活废热作为储能系统外来热源，具有广泛适用性 [ 14 ] 。其中，最典型的是与太阳光热结合的带储热压缩空气储能系统，如图4所示，将太阳能热量储存在系统储热装置中，在需要时加热压缩空气，驱动膨胀机做功。本系统既解决了太阳能不稳定和间歇性的问题，又为压缩空气储能系统提供了热量，提高了系统效率。 4.2. 耦合新能源的压缩空气储能系统 耦合新能源的压缩空气储能系统将压缩空气储能系统与可再生能源利用耦合起来，既可以确保电网 图2. 美国的McIntosh电站流程图 图3. 先进绝热压缩空气储能系统流程图 图4. 外来热源储热的压缩空气储能系统流程图 的安全稳定，又成功降低了“弃风”、“弃光”现象，实现大规模利用新能源目的 [ 15 ] 。 4.2.1. 耦合风电的压缩空气储能系统 耦合风电的压缩空气储能系统即将传统压缩空气储能系统与风力发电系统连接起来，如图5所示。当电网不能够容纳产生的全部风电时，将风电场的多余电力驱动储能系统压缩机，压缩并储存空气；当电网可以容纳时，存储的高压空气进入燃烧室吸热并通过膨胀机膨胀做功，弥补电网对电用户的供电不足 [ 16 ] 。杨科等建立了风电与压缩空气储能集成系统的理论模型并对该系统在额定、扰动工况下的能量转化规律进行研究和对比 [ 17 ] ，结果表明：在1.5 MW稳定工况下，储能阶段能量转化率为79%，释能阶段能量转化率为77%，系统的整体效率约为59%。谭靖等从经济性方面分析了耦合风电的压缩空气储能系统，结果表明该系统远优于燃煤调峰电站以及其他储能电站 [ 18 ] 。 4.2.2. 风光互补的压缩空气储能系统 风光互补发电系统是将风力发电机组和太阳能发电机组集成为一体的发电系统，虽然有一定的环保效益和稳定性，但是仍然存在不稳定和间歇性缺点，并未彻底解决并网带来的问题 [ 19 ] 。徐玉洁等人提出了一种新型风光互补的储能与发电一体化系统，如图6所示 [ 20 ] 。该系统由风力发电机组、太阳能集热/蓄热装置、空气压缩机与存储装置、压缩机级间排热/蓄热装置或透平排气余热回收装置、透平膨胀装置组成。在用电低谷期，风电将空气压缩至高压，并储存在储气装置中，当需要时，将高压空气利用压缩机级间排热、透平回热、和太阳能加热升温，然后在透平中膨胀做功，补充风电的不足。该系统不仅有效解决了大规模利用可再生能源问题，还降低了系统成本，极大地提高了储能系统运行效率。研究表明在给定压缩机效率为80%，透平效率为85%的条件下系统热效率在46%~61%之间，储能效率在52%~78%之间。 4.2.3. 耦合生物质能的压缩空气储能系统 风耦合生物质能的压缩空气储能系统采用生物质气代替天然气等化石能源作为压缩空气储能的燃料，既降低了温室气体的排放，又在一定程度上降低了对化石能源的依赖，一般是将生物质能气化为生物质气之后应用于压缩空气储能中。由于生物质能的收集和气化带来的成本提高可通过政府对生物质能的补贴来弥补，该技术有一定的发展前景。 4.3. 耦合传统热力循环的压缩空气储能系统 传统压缩空气储能系统功能单一，运行方式不灵活，为了提高系统效率和更好地利用好现有设备， 图5. 耦合风电的压缩空气储能系统流程图 图6. 风光互补的压缩空气储能系统流程图 国内外学者提出了多种压缩空气储能与其他热力循环耦合系统。 4.3.1. 压缩空气储能–联合循环的耦合系统 压缩空气储能–联合循环的耦合系统是将压缩空气储能系统与燃气蒸汽联合循环耦合起来，如图7所示。该系统有三种不同工作模式 [ 21 ] ：1) 用电高峰期联合循环供电不足时，压缩空气进入燃烧室吸热膨胀做功，与联合循环共同发电；2) 压缩空气储能时，将空气压缩过程产生热量供给蒸汽循环，提高联合循环效率；3) 压缩空气释能时，将做功后的废热供给余热锅炉，增加蒸汽轮机做功。该系统有效耦合了压缩空气储能、燃气轮机和蒸汽轮机三种系统，在运行上具有很大灵活性，文献 [ 22 ] 以德国Huntorf空气储能压缩电站为基础，提出新型的CAES-联合循环电站，在参比系统之后安装余热锅炉，将压缩空气储能系统发电阶段的高温排气加热蒸汽轮机给水，产生蒸汽做功。结果表明新循环系统的电耗下降0.13 kWh/kWh，热耗下降0.34 kWh/kWh，系统总效率提高了10个百分点，远高于参比系统。 图7. 压缩空气储能–联合循环耦合系统流程图 4.3.2. 压缩空气储能–内燃机耦合的分布式能源系统 为了能源高效利用，姚尔人等提出一种以压缩空气储能技术为基础与内燃机耦合的热电冷联产系统 [ 23 ] ，如图8所示。在储能过程中，该系统利用电能驱动压气机工作，冷却水回收圧缩热，冷却后得高压气体存储于储气室中；发电过程中，预热后得高压气体膨胀做功，做功后的气体放热降温后进入内燃机与天然气燃烧发电。系统利用内燃机排气余热对储气室出口高压气体预热，进入吸收式制冷机制冷，最后进入热用户供热。该系统充分利用了各部分热量，有效提高了系统效率。研究表明当内燃机效率达到40%左右时，整个系统的能源利用率可以达到90%左右。但是，此类系统一般针对1 MW以下的小型储能发电系统 [ 24 ] [ 25 ] ，具有造价、运营维护成本低的优势。 除此之外，相关学者提出了压缩空气储能–内燃机耦合的汽车动力系统，压缩空气吸收内燃机余热后通过气动发动机提供动力 [ 26 ] 。研究表明，通过内燃机循环的优化以及废弃能量的再循环利用可以将汽车效率由最初的15%提高的33%，增加18个百分点。还有压缩空气储能–制冷循环的耦合系统，通过压缩空气膨胀做功驱动制冷机和空气膨胀降温两种方式提供冷量 [ 27 ] 。 4.4. 用地上高压储罐作为储气装置的储能系统 针对传统大型压缩空气储能系统依赖特定地理条件建设储气空间问题，国内外学者提出了液化空气储能和超临界压缩空气储能等新技术。同时，小型和微型压缩空气储能由于其摆脱了洞穴限制具有很大的灵活性也在不断发展之中。 4.4.1. 液化空气储能系统 液化空气储能系统是将电能转化为液态空气的内能来达到储能目的，它不需要一个体积很大的地下洞穴，只需要一个地上的低温液态空气储槽。一般来说，液化空气储能系统包括3个过程：压缩液化过程、存储过程、发电过程，系统效率可达50%~80%及以上。它的工作流程如图9所示 [ 28 ] 。 1) 压缩液化过程 富余的电能驱动压缩机将空气压缩，然后压缩空气通入到换热器中与从蓄冷装置和气液分离器中引出的冷空气进行换热冷却，被冷却的压缩空气依次通过膨胀机和节流阀后进入气液分离器，气液分离器 图8. 压缩空气储能–内燃机循环耦合的分布式能量系统流程图 图9. 液化空气储能系统工作流程图 图10. 小型压缩空气储能系统流程图 分离出来的冷气体返回到换热器中冷却压缩空气。 2) 存储过程 气液分离器分离出来的液体则流到液化空气储槽中储存，液化过程中大部分电能就转化为液化空气的内能储存起来。 3) 发电过程 将液态空气从储槽中引入深冷泵中加压至一定压力，然后送入气化换热器和热交换器中吸热变成高温高压气体，最后气体注入膨胀机中做功，带动发电机发电。透平排气返回到热交换器和气化换热器中为液态空气升温提供热量，被冷却后进入蓄冷装置，为压缩液态空气中的换热器提供冷量。 英国Highview Power Storage公司成功试运行了一个350 kW/2.5 MWh的试验液化空气储能系统，取得了良好的效果。2014年2月，在英国能源与气候变化部(DECC)资助下，Highview公司设计并建立了一个5 MW/15 MWh商用示范的液化空气储能示范工厂，该液化空气储能工厂建造在Viridor公司的垃圾填埋燃气发电厂里，目前已组装完毕 [ 29 ] [ 30 ] 。 4.4.2. 小型压缩空气储能系统 小型压缩空气储能系统的工作原理与传统压缩空气储能电站类似，但是其存储容量较小，功率等级一般在10 MW左右，用一个地面高压储气罐存储压缩气体就能够满足储气条件，这使它可以摆脱地理条件的限制，具有更好的灵活性，它可以用于小型供电网、不间断电源；同时它也可以建在太阳能电厂、风电厂附近，调节稳定太阳能电厂、风电厂电能质量的作业。图10为小型压缩空气储能系统示意图，这类系统没有燃烧室，不会造成环境污染，同时投资成本也大大降低。文献 [ 31 ] 提出了单套风电机组配备小型压缩空气储能系统，研究表明膨胀机设计制造和膨胀比控制技术是微小型压缩空气储能系统发展的关键。 4.4.3. 微型压缩空气储能系统 与小型压缩系统原理类似，微型压缩空气储能系统也是利用地上高压容器储存压缩空气，不同之处在于其功率等级更小，容量一般在几千瓦到几十千瓦级，体积更小，能量密度大，同时操作更加灵活，可以应用在主要用于特殊领域(如控制、通讯、军事领域)的备用电源、偏远孤立地区的微小型电网以及压缩空气汽车动力等，目前该系统仅处于理论层面，距离实际应用还有一定距离。 Table 1 Performance comparisons of different air energy storage technologies [32 储能方式 储能密度Wh/l 比能Wh/kg 效率% 额定功率MW 寿命年 成本$/kW 放电时间h 大型压缩空气储能 2~6 30~60 40~75 110 & 290 20~40 400~1000 1~24+ 小型压缩空气储能 2~6 300 bar时140 - 0.003~3 23+ 500~1500 ~1 液化空气储能 8~24 214 55~80+ 0.3~2.5 20~40 900~2000 1~12+ 表1. 不同空气储能技术的性能比较 [ 32 ] 4.5. 不同空气储能技术的比较 表1列出了大型、小型压缩空气储能系统及液化空气储能技术的储能密度、效率、成本的性能比较 [ 32 ] ，由此看出不同功率等级，不同工质类型的蓄能系统各有优缺点，应当结合当地的实际条件因地制宜地发展空气储能系统。