海上可再次生产的能源发电，尤其是风电，已进入规模化发展时期。据国际可再次生产的能源署（IEA）和中国风能协会（CWEA）报道，2023年全球海上风电新增装机7.3GW，累计超过50GW，其中，中国海上风电累计装机达到37.7GW，位居全球第一。

　　由于可再次生产的能源具有波动性、随机性和不可预测性，难以满足居民用户稳定用能需求。储能通过在电力过剩时储存盈余电力，在电力不足时释放储存的能量补充电力缺口，可以在一定程度上完成可再次生产的能源平滑输出，保障用户用能需求，在发电侧与用户侧之间建立起一条弹性纽带。

　　随着海上可再次生产的能源大规模发展，海上储能需求飞速增加。如何开发出经济、适用、可靠的海上储能技术是储能相关从业者们第一步是要解决的问题。

　　压缩空气储能技术是基于燃气轮机技术发展起来的物理储能技术，系统原理如下图所示，具有储能规模大、放电时间长、建设和运行成本低、寿命长等特点。

　　储能时，利用过剩或非峰值电能驱动电动机旋转，将电能转化为机械能，电动机带动压缩机（一种将低压气体提升为高压气体的机械）将空气从低压状态压缩至高压状态，并将高压空气储存在储气装置（盐穴、人工硐室或储气罐）中，最终将电能转换成空气热能和压力能。

　　释能时，高压空气从储气装置释放，进入燃烧室同燃料一起燃烧，或在换热器中被其他热流体加热，高温度高压力气体驱动透平（将流体介质中的能量转换成机械功的机器）旋转，透平带动发电机发电，最终将空气内能转换成电能。

　　中国科学院工程热物理研究所从2004年开始开展不需要燃烧燃料的先进压缩空气储能技术探讨研究，完成了先进压缩空气储能技术从kW级到300MW级的蜕变，成功将先进压缩空气储能技术从理论研究推向商业化应用阶段。

　　无论是传统压缩空气储能，还是目前已进入商业化初期的先进压缩空气储能，均采用容积不变的储气装置，属于恒容压缩空气储能。但现行的恒容压缩空气储能技术，难以满足海上可再次生产的能源开发对储能技术的迫切需求，它面临三大关键瓶颈：

　　第一，沿海特殊的地理环境中，没有密封性好的地下盐穴、无法建设地下人工储气硐室，地面空间不足以安置大规模储气罐，因此难以找到比较合适的大规模储气场所；

　　第二，采用恒容储气，储释能过程中储气装置内部压力和温度一直在变化，为使得透平输出功率相对来说比较稳定，一定要通过节流阀调节进气压力，能量损失大，效率有待进一步提高；

　　第三，受限于储气装置内部压力变化和调节需求，设备要一直变化运行工作状态，以适应储气库内压力和调节需求，频繁变化工况中效率急剧下降，缺乏可再次生产的能源侧集成储能系统的相关理论支持。

　　针对以上瓶颈，中国科学院工程热物理研究所储能研发中心的研究人员准备另辟蹊径——开发水下恒压压缩空气储能技术。

　　我们知道，水下特定位置的水压与水深一一对应，只要水深不变，水压便维持不变，因此，设法将水压传递给储气装置内部的空气就可实现恒压储气和恒压放气。

　　科研人员由此发展了闭式柔性储气装置和开式刚性储气装置两种类型的水下恒压储气装置。

　　柔性储气装置外壁与水接触，水压通过柔性储气装置传递给装置内部空气，储气装置内部气量变化只会影响储气装置内部实际空间大小，不会导致压力变化。

　　开式刚性储气装置底部开孔，直接与水接触，在充放气过程中，水通过开孔进入或被排出储气装置。同样地，储气装置内部气量变化不会导致压力变化。

　　这两种储气装置均能实现装置内部空气在排气压力不变的情况下完全释放，可以完全利用储气空间，储能密度高。

　　由于储/释能过程中，储气库内压力均维持不变，压缩机和透平的工作所承受的压力也能够准确的通过储气库设计压力最优化设计，且始终工作在设计点附近，系统能量损失小，运行效率高。

　　通过对比研究之后发现，恒压系统较恒容系统效率高3％-6％，且储气压力越大，恒压系统储能密度优势越明显，绝热恒压系统储能密度可达恒容系统3倍及以上。

　　现行的压缩空气储能技术受限于沿海陆地资源条件，而水下恒压压缩空气储能技术恰好能利用水下宽广的海床和水下恒温恒压环境，作为储气场所，储气规模不受限制，为海上可再次生产的能源大规模发展提供高效、低成本的储能技术支撑。

　　通过水下恒压压缩空气储能与海上可再次生产的能源共建，协同规划，就能实现不稳定、不可控的可再生能源平滑输出，为沿海用户更好的提供稳定可靠的绿色电力供应。

　　该技术除了能应用在海上可再次生产的能源开发中，还可用于对现有的压缩空气储能电站进行升级改造。通过给现有的压缩空气储能电站增加地面水池和敷设直通储气装置底部联通管道，实现恒压运行，系统额定效率有望提高3%-6%，避免恒容储气使系统偏离设计工况运行，降低电站运维难度，大幅度提高电站运行寿命。

　　近年来，我们从优化设计、优化运行及实验验证三个层面展开恒压压缩空气储能技术研究。

　　在优化设计方面：建立了适合于水下恒压压缩空气储能的分析方法，确定了能量损失的源头，揭示了压力能与热能协同高效储存理论，进一步建立了能量损失极小化的优化方法；

　　在优化运行方面：通过理论分析与实验验证相结合的方法揭示了恒压压缩空气储能关键参数调节特性，提出了多参数联合变工况调控策略，大幅拓宽高效运行范围。

　　在实验验证方面：为突破水下实验场地和成本限制，提出了基于深水模拟装置的恒压压缩空气储能实验技术，采用高压水和高压气模拟柔性气囊外部深水环境，搭建了兆瓦级恒压压缩空气储能系统实验平台，设计储气压力等效水深约700米。我们已完成了系统性能实验与测试，经具有CNAS资质的第三方测试，系统效率达到国际领先水平，较同规模恒容系统高出6.7%。

　　同时，我们也开展了储能系统与可再次生产的能源耦合调控实验验证，结果显示，系统具有非常好的负荷跟随性能，实验功率跟随误差不超过±5%，且效率均维持在额定效率的90%以上，验证了恒压系统作为发电侧储能的可行性。

　　未来我们将进一步对水下恒压压缩空气储能的核心部件进行深入研究，突破关键设备在沿海地带高盐雾、高湿度等特殊环境下长期稳定运行的能力，攻克开式水下恒压压缩空气储能中压缩空气在水中的溶解难题、闭式水下恒压压缩空气储能系统中柔性储气装置锚固问题，开展水下压缩空气储能技术工程示范。

　　相信在不久的将来，水下恒压压缩空气储能技术将逐渐发展成熟并进入产业化阶段，为海上可再次生产的能源发展保驾护航，为实现“双碳”目标注入新的活力。

　　注：本文作者刘长春，中国科学院工程热物理研究所副研究员，长期从事压缩空气储能和分布式供能等关键技术、多能耦合机理与操控方法，以及分布式能源与储能规划研究。

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