1.2.1 物理储能

1.2.1.1 抽水蓄能技术

抽水蓄能（PHES），是利用电能、机械能和水的重力势能的相互转化，实现电能存储与释放的储能技术。抽水蓄能系统，主要由上水库、输水系统、发电机、水泵水轮机（可逆水轮机）、下水库等部分组成［2］，如图1-1所示。

抽水蓄能电站的工作过程：在电力过剩的时段，电机消耗电能，驱动水泵从下水库抽水，将电能转化为水的机械能，下水库的水最终流动到上水库并存储起来，从而实现电能到重力势能的转换，输送到上水库的水通过势能存储了当前过剩的电能；在用电高峰的时段，上水库中的水可释放至下水库，水在下落过程中重力势能转换为机械能并推动水轮机发电，实现势能转变为电能的过程。

抽水蓄能电站在工作过程中，因存在水流传输中的湍流与阻力损失、水泵水轮机双向做功的损耗、发电机的转换损耗及变压器和线路损耗，系统实际的平均循环效率大约为75%，条件优越的抽水蓄能电站运行效率可接近80%［3，4］。

抽水蓄能电站，以其抽水、发电两种工作方式和其快速的启动、调节能力，能够在电力系统中发挥调峰、调频、调相、事故备用和黑启动等功能［2，4，5］。

1.发展历史与现状

抽水蓄能是发展最早、应用最广、技术最为成熟、应用规模最大的储能技术。早在1882年，瑞士苏黎世建成了世界上第一座抽水蓄能电站［2，6］。自20世纪50年代开始，抽水蓄能电站得到了快速发展。特别是进入21世纪后，因可再生电源规模的快速增长及其在电源结构中占比的快速攀升，电力系统的调峰、调频及备用的需求迅速扩大，抽水蓄能作为技术最为成熟的大规模储能技术得到了广泛应用。目前，全球抽水蓄能的装机规模逾17072万kW，在全球各类型储能设备装机总规模中占比达到93%以上，单个抽水蓄能电站的规模也已达300MW级［7］。

我国的抽水蓄能电站的建设与应用，始于20世纪60年代后期在河北岗南水电站建设的11MW抽水蓄能电站［4］。21世纪后，我国抽水蓄能装机规模迅速攀升，2008年装机容量达到1070万kW，到2012年装机容量迅速增长为2035万kW［8］。截至2019年，我国抽水蓄能总装机规模逾3000万kW左右，在建规模近5000万kW［9］，在中国各类储能设备装机总规模中占比达95%以上。

另一方面，抽水蓄能技术也存在其自身的局限性，主要体现在：

1）抽水蓄能电站的建设受自然资源、地理环境等天然条件的制约，如站址的选择需要具有水平距离小，高、低水位储水池高度差大的地形条件，岩石强度高、防渗性能好的地质条件，以及充足的水源条件以保证储能用水的要求。这些条件，限制了抽水蓄能电站的选址和开发建设。

2）抽水蓄能电站的开发建设，对电站所在地的环境会造成很大影响，随着环境保护法规越发严格，抽水蓄能电站的建设也受到很大限制。

3）抽水蓄能电站项目开发建设周期漫长，从选址储备，经开发建设，至最终投用，其周期甚至可达十余年。

上述特点也使得仅依靠抽水蓄能电站的布局和建设无法完全适应电力系统和智能电网发展的需要。

2.未来发展趋势

未来一段时期内，抽水蓄能仍将作为最经济、成熟的储能技术，为电力系统提供调节能力，为可再生能源的快速发展进行配套。预计到2030年，仅中国大陆抽水蓄能电站装机规模将突破1.3亿kW。

目前，抽水蓄能电站技术及应用的主要发展方向为大容量、高效率、智能化。在科研与工程实践方面，主要致力于推进高水头大功率水泵水轮机、高转速大功率发电机、变速调节控制、无人化智能控制等方面的技术研究、装备开发和工程应用［10，11］。新的技术形式，如海水抽水蓄能、地下抽水蓄能技术等，也在得到更加深入的研究。

在抽水蓄能的项目开发方面，近年来，已有一些项目将水利、水电、蓄能等功能融于一身，通过更加灵活、兼容的模式实现电站的新建和扩建。抽水蓄能电站的开发建设，面临的最大挑战，依然是来自于自然资源的限制、环境保护和占地的约束。科学选址，合理开发，协调好资源、环境与项目开发建设之间的关系，对抽水蓄能的发展至关重要。

1.2.1.2 压缩空气储能技术

压缩空气储能（CAES）技术，是目前用于大容量和长时间电能存储的技术手段之一。压缩空气储能技术，主要通过空气的压缩和膨胀，来进行电力的存储与释放。

早在20世纪40年代，研究者就提出利用压缩空气作为储能介质的思路。压缩空气储能，最初是基于燃气轮机技术原理而提出的。燃气轮机系统原理如图1-2所示。

压缩空气储能技术原理主要是将原燃气轮机系统中的压缩机和涡轮机部分的同步工作改为错时工作，如图1-3所示。用电低谷时，电动机驱动压缩机将空气压缩至高压并储存至储气室中，完成电能到空气内能的转换，实现电能的储存；在用电高峰时，压缩空气从储气室释放，进入燃烧室利用燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电做功，从而完成能量的释放。在能量释放的环节，也常常通过天然气等气体进行补充燃烧，以提高电能的产出与总体能量利用率。

以上带有补燃工艺的系统，通常被称作是传统的压缩空气储能系统或非绝热压缩空气储能系统。实际运行的传统压缩空气储能系统的典型实例，有德国Huntorf电站和美国Mc Intosh电站，其效率分别约为42%和54%［12，13］。

自20世纪80年代后，研究者以节约燃料和减少碳排放为出发点，提出了绝热压缩空气储能系统。21世纪随着储热技术的进步和应用，这一储能方式得到了广泛关注。绝热压缩空气储能系统与以上传统压缩空气储能系统的主要差异，是增加了储热系统，可将充电过程中压缩热储存起来，并在放电时候用于加热压缩空气以增加系统出力，从而提高系统循环效率，理论效率可达到70%。绝热压缩空气储能系统原理如图1-4所示。

除了改进循环工艺方案，压缩空气储能技术研究中的另一个重要课题，是如何克服空气储存空间的限制。传统大型压缩空气储能系统，将压缩后的空气以高压气态存储于储气室中，因高压空气能量密度有限，大规模的储能系统必须选用容量大且具备足够承压能力的天然或人工储气室。而对于大型系统来说，人工储气罐储存高压气体，面临成本与占地的制约，因而已建成和布局的传统大型压缩空气储能方案，多采用地下矿洞、天然盐穴等作为储气室。而能满足这类地质需求的地点和资源较为有限，从而极大地制约了传统压缩空气储能技术的应用。

为克服存储空间的限制，近年来研究较多的有液态空气储能与超临界压缩空气储能。液态空气储能，即通过压缩、冷却的工艺对空气进行液化，对液化空气进行存储，如此可大大减小储气室的体积，便于利用人工储罐的方式实现大容量的存储。超临界压缩空气储能，是在储能过程中将空气压缩至超临界状态，利用超临界状态的压缩空气特殊的物理性能强化系统内的换热［13］，充分利用蓄热和蓄冷手段提高空气压缩和膨胀过程的能量利用效率，同时储气罐中的空气是以液态形式存储的，减少了储能系统对大型储气室的依赖。

1.发展历史与现状

在世界范围内，压缩空气储能技术的项目应用起步较早。世界第一座压缩空气储能电站——德国Huntorf电站于1978年投入商业运行（见图1-5），且目前仍在运行中。该储能系统机组的压缩机功率为60MW，发电功率为290MW，系统将压缩空气存储在总容积为310000m3的地下废弃矿洞中，压缩空气的压力最高可达10MPa。储能工况下，该系统可连续充气8h；按照设计能力，能量输出时，可连续发电2h，后经设备升级，可连续发电3h。据称，该设备的可用率达到了90%以上［3］。

美国亚拉巴马州的Mc Intosh压缩空气储能系统于1991年投入商业运行，压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW。该系统利用容积为560000m3的地下盐层洞穴作为储气室，储气压力为7.5MPa，该系统可连续41h进行空气压缩，并可连续发电26h［14，15］。Mc Intosh电站系统多年运行的可靠性达91%以上。

2001年，日本在北海道空知郡，利用废弃的煤矿坑建成了一座输出功率为2MW的压缩空气储能示范项目。

近年来，美、日、英等国家都有相关机构和企业不断开发新型的压缩空气储能系统产品和解决方案，如美国SustainX公司等温压缩空气储能系统、美国General Compression公司蓄热式压缩空气储能系统、英国Highview公司液态空气储能系统［13］等。

中国的一些科研机构在压缩空气储能方面也已经形成一定的研究和积累，如中科院工程热物理研究所提出、研究和示范了超临界压缩空气储能，清华大学及合作单位也在致力于绝热压缩空气储能技术开发与实践［16］。2014年，中科院工程热物理研究所建成河北廊坊1.5MW实验系统，完成了600h试验运行和性能测试，后于2016年开展了贵州毕节10MW级超临界压缩空气储能系统集成实验与研发平台的联合调试。2018年底，江苏常州金坛盐穴压缩空气储能发电项目已经开工，该项目利用地下盐穴储气，设计发电功率达60MW［17］。此外，我国有研究机构已着手开展100MW级超临界压缩空气储能系统技术研发与示范。

2.发展趋势

压缩空气储能技术的研发和应用开展较早，传统技术路线相对成熟，且已经过大规模项目的长期实践验证，是大规模、长时间储能应用场景中的可选技术。但传统形式的压缩空气储能技术因其储气条件苛刻和能量利用效率偏低，在电力系统中未得到普及推广。

近年来得到普遍关注的绝热压缩空气储能、等温压缩空气储能（绝热压缩的延伸）、液态空气储能、超临界压缩空气储能等新技术方案的研究和试验，在很大程度上弥补了传统压缩空气储能技术的不足，以上技术是压缩空气储能领域重要的技术发展方向。在这些技术方向的推进中，大容量紧凑式储热技术的研究、大功率高负荷压缩机和膨胀机的开发、先进压缩空气储能系统的优化控制技术，也已成为广泛研究的重点内容。

此外，压缩空气储能技术与太阳能光热、余热利用、天然气冷热电三联供等技术，有较为丰富的潜在结合点，在设备开发和工程上实现以上技术的有机结合，也将是未来压缩空气储能技术应用的一个趋势。

1.2.1.3 飞轮储能技术

飞轮储能是通过将电能转变为飞轮的旋转动能来实现能量的存储。典型的飞轮储能系统，主要包括飞轮转子、轴承、电动/发电机、真空室以及附属的电力电子设备等，如图1-6所示。

飞轮储能的基本工作过程：储存能量时，外部输入的电能，经电力电子装置，驱动电动机旋转，进而带动飞轮旋转，将电能转化为飞轮高速旋转的动能；释放能量时，飞轮带动发电机旋转，将动能转化为电能，经电力电子装置输出到负载或电力系统中。

飞轮储能的主要特点有：能量转换效率高，目前主流技术和设备可达85%～95%［10，18］；功率密度高；响应速度可达毫秒级；放电时间短，多为分钟级；开发与使用过程中对环境的影响很小；核心器件对温度不敏感，能适应各种使用地点；寿命可达15～20年，且日常维护量很小［19］；设备的抗震性略差，对安装环境的稳定性有一定要求。

基于自身功率输出的特点，飞轮储能系统比较适合于短时间大功率充放电的场景，如电网调频、电网安全稳定控制、电能质量治理、车辆制动能量存储、备用电源等；不适用于长时间放电的能量型储能场景，如为电网提供长时间的调峰等。

1.发展历史与现状

20世纪50年代，有研究者就提出了利用高速旋转的飞轮来储存能量用于驱动电动汽车的设想，但因受制于基础研究水平的限制，在一段时期内，飞轮储能技术研发较为缓慢。而近40年来，随着材料与电子科技的进步，飞轮储能在技术与应用层面都获得了突破性的进展，这主要体现在：高效真空技术、高温超导磁悬浮技术及高性能永磁材料的发展，大大降低了飞轮转子运行中的能量损耗，提高了系统效率；高强度复合材料的应用，使得飞轮转子的最高转速得以提升，提高了系统的能量密度和功率密度；电力电子技术的新进展也使得飞轮系统的电机与外部负载或电网之间实现了灵活高效的衔接。

从20世纪80年代起，全球飞轮储能技术的研究在美国、日本、欧洲等国家和地区逐渐活跃。近二三十年间，国外研究机构和相关企业开展了高能量密度飞轮、微损耗轴承、高功率高速电机、高效电能变换器、低能耗真空及工程应用等多个方面的科学研究与工程应用［20-22］。在2000年前后，欧美等国家和地区的基于飞轮储能的电源系统实用产品逐步成熟，逐步进入商业化推广阶段。

国内自20世纪80年代开始关注飞轮储能技术，自90年代开始了关键技术基础研究。中科院电工研究所、中科院长春光学精密机械与物理研究所、清华大学［23］、华北电力大学、北京航空航天大学等高校和科研院所在飞轮储能领域都有长期的探索和积累。近年来，国内关于飞轮储能的技术示范和工程应用逐渐增多，也形成了数个专业从事飞轮储能技术开发与应用的企业。

目前，国内外飞轮储能已经形成了相对丰富的工程化应用。工业UPS领域，是飞轮储能商业应用最为广泛的领域之一。精密电子生产企业、信息数据中心以及网络通信系统用户等对飞轮储能系统有较大的需求。美国ActivePower公司的CleanSource系列飞轮储能UPS产品，功率覆盖100～2000kW区间，已在全球数千个项目中得到成功应用。德国Piller公司也已经售出超过500套大型飞轮储能UPS产品（见图1-7）。美国Pentadyne、波音公司以及SatCon Technology公司的315～2200kVA UPS也有相似的商业级飞轮储能产品。

参与电网调频，是飞轮储能的另一大应用领域。美国Beacon Power公司于2008年12月在马萨诸塞州建成了1MW/250kWh调频电厂，后于2011年在纽约Stephentown建成了20MW飞轮储能调频电站，该电站共配置200个飞轮储能装置，年循环次数达到3000～5000次。2014年，该公司又在美国宾夕法尼亚的Hazle Township投产了第二个20MW飞轮储能调频电站（见图1-8）。

飞轮储能还可用于车辆制动再生领域，尤其适用于城市地铁等轨道交通领域的车辆制动能量的回收利用。从2001年开始，英国伦敦地铁、法国里昂地铁、德国汉诺威城市铁路、美国纽约地铁等陆续采用飞轮进行机车制动动能的回收。早期的项目中，飞轮系统的成本相对较高，在示范成功后并未实现规模化推广。近年来，随着飞轮储能产品性价比的提升，再度在轨道交通领域发力［25］。2015年，1MW飞轮系统在美国纽约远洛克威线进行安装，每日节约电能1300kWh，节能率21.7%［26］。国内如北京地铁中，也已有飞轮储能系统的示范案例。

此外，飞轮储能技术在航天、军事科学等需要高功率脉冲等瞬时电源的场合，有重要的研究与应用价值，多年来始终被视作这些领域中重要的支撑技术，得到连续、深度的研究。

2.未来发展趋势

飞轮储能效率高、响应速度快、寿命长、可靠性高，在电力系统和国防科技等领域具有重要的应用价值和发展前景。目前，飞轮储能正朝着单机功率与容量大型化、储能效率更高的方向发展，其关键技术包括先进复合材料飞轮技术、高速高效电机技术、磁悬浮轴承技术、大型飞轮阵列的协调控制技术［10］等。

飞轮储能系统的规模化应用与推广，仍是一项将被长期关注的重要课题。我国在2016年发布的《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》、2017年发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中也明确提出了试验示范1MW/1000MJ飞轮储能阵列机组的发展计划，以及在远期进一步提高应用规模的发展路线。

1.2.1.4 超导储能技术

超导储能（Superconducting Magnetic Energy Storage，SMES）技术是利用超导线圈将电磁能直接存储起来，也是目前唯一能将电能以电流形式进行存储的储能技术。典型的超导储能系统主要包括超导线圈、变流器、制冷系统和控制系统，如图1-9所示。其工作过程：充电状态下，电网电流经变流器整流向超导线圈充电，充电后超导线圈保持恒流运行；超导线圈内所存储的电流几乎不发生损耗，理论上可永久储存，直至需要向外释放；系统放电时，超导线圈中的电流经变流器逆变转换为交流电最终输出到电网中。

因工作中的超导体电阻为零，超导储能系统的效率高达95%以上［27］，且可以实现毫秒级的响应。超导储能的设备具有较长的寿命，可超过20年。此外，超导储能系统配置的全功率变流器，可实现有功和无功输出，可灵活控制。

超导储能中涉及的核心技术主要有与高温超导材料有关的基础研究、超导线圈的结构设计、高效低温制冷及分区控温技术、超导限流及功率变换技术等。受制于超导材料的成本及技术的成熟度，超导储能目前仍处于试验、示范阶段，在现阶段的应用试验中，超导储能多用于提高电网的电能质量、参与电网安全稳定控制等。

1.发展历史与现状

1911年Onnes发现低温超导现象［28］后，研究者就意识到将超导用于储能的优点。1969年，Ferrier提出用超导储能装置平衡法国电力系统负荷变化的构想。20世纪70年代，随着超导材料的逐步实用化，世界各国逐步关注超导在电力领域的研究与应用，超导储能技术的研究得到了实质的推进。

20世纪70年代初，美国威斯康星大学应用超导中心利用超导电感线圈和三相AC/DC桥路组成了电能存储系统，是超导线圈用于电能存储的首次实践［29］。1983年，美国洛斯阿拉莫斯国家实验室成功研制了10MW/30MJ的超导储能系统并在华盛顿州某变电站进行了试验，这是超导技术在全球的第一次大规模试用，试验结果证明超导储能系统显著改善了局域电网的稳定性［30］。美国超导公司（AMSC）在2000年内前后推出了1～5MJ的小型超导储能商业产品，并在2004年为美国某500kV输电线路安装了8台8MW/3MJ的超导储能系统进行试验，提高了线路输电过程中的暂态稳定性。同时期，美国佛罗里达大学研究、测试中的单体超导储能系统的最大储能容量已超过100MJ［31］。

日本自20世纪80年代开始也关注和着力推进了超导储能系统的研发和试验，1986年就成立了超导储能研究会，相继由九州大学、日立公司、东芝公司及多家电力公司等开发出100kJ、1MJ、5MJ、20MJ的超导储能系统，并成功在电网中进行了试验［32］。此外，德国、法国、俄罗斯、韩国等也于同时期开始关注超导储能，并进行了早期的研究开发和试验。

我国关于超导储能的研究起步相对较晚。1999年，中科院电工研究所研制出第一台25kJ超导储能样机，并进行了持续性的研究工作。2011年，其主导的并网电压10kV、规模为1MJ/0.5MW的超导储能变电站项目在甘肃省白银市建成［33，34］。除中科院电工研究所外，国内清华大学、华中科技大学等也在开展超导储能的相关研究，相继研发和试验了数十至数百kJ的样机。

基于目前超导储能技术研究的积累，国内外研究机构开发100MW/1GJ级的超导储能系统的技术可行性已经基本具备。

2.未来发展趋势

超导储能凭借自身效率高、响应速度快、循环及日历寿命长等特点，在电力系统的暂态稳定控制、电能质量治理等场景下，具有很强的应用潜力。

超导储能目前仍处于研究、试验的关键阶段，超导储能技术的实践与应用，主要面临着高昂的成本所带来的技术经济性的挑战。今后，超导储能技术的研究重点，将继续集中在高温超导材料的性能提升、大容量高温超导磁体的开发、超导限流技术研究、失超保护研究、低温制冷系统效能提升等方面［35］。

以上重点技术的研究，特别是高温超导材料研发方面的进步，将会继续降低超导储能系统成本，提高系统效率，简化制冷手段，延长使用寿命。未来，超导储能技术仍将快速发展，甚至最终作为电力系统稳定控制和电能质量治理的重要调控手段得到广泛应用。