2.2应用现状
压缩空气储能发电已有成熟的运行经验，最早投运的机组已安全运行30多年。目前已有两座大规模压缩空气储能电站投入了商业运行，分别位于德国和美国。
第一座是1978年投入商业运行的德国Huntorf电站。目前仍在运行中，是世界上最大容量的压缩空气储能电站。机组的压缩机功率60MW，释能输出功率为290MW。系统将压缩空气存储在地下600m的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×105m3，压缩空气的压力最高可达10MPa。机组可连续充气8h，连续发电2h。该电站在1979年至1991年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%。实际运行效率约为42%。
第二座是1991年投入商业运行的美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站（见图5）。储能电站压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW。储气洞穴在地下450m，总容积为5.6×105m3，压缩空气储气压力为7.5MPa。可以实现连续41h空气压缩和26h发电，机组从启动到满负荷约需9min。该电站由Alabama州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制。实际运行效率约为54%。
美国Ohio州Norton从2001年起开始建一座2700MW的大型压缩空气储能商业电站，该电站由9台300MW机组组成。压缩空气存储于地下670m的地下岩盐层洞穴内，储气洞穴容积为9.57×106m3。
日本于2001年投入运行的上砂川盯压缩空气储能示范项目，位于北海道空知郡，输出功率为2MW，是日本开发400MW机组的工业试验用中间机组。它利用废弃的煤矿坑（约在地下450m处）作为储气洞穴，最大压力为8MPa。
瑞士ABB公司（现已并入阿尔斯通公司）正在开发联合循环压缩空气储能发电系统。储能系统发电功率为422MW，空气压力为3.3MPa，系统充气时间为8h，储气洞穴为硬岩地质，采用水封方式。目前除德、美、日、瑞士外，俄、法、意、卢森堡、南非、以色列和韩国等也在积极开发压缩空气储能电站。
我国对压缩空气储能系统的研究开发开始比较晚，大多集中在理论和小型实验层面，目前还没有投入商业运行的压缩空气储能电站。中科院工程热物理研究所正在建设1.5MW先进压缩空气储能示范系统。
3压缩空气储能分类
根据压缩空气储能的绝热方式，可以分为两种：非绝热压缩空气储能、带绝热压缩空气储能。同时根据压缩空气储能的热源不同，非绝热压缩空气储能可以分为无热源的非绝热压缩空气储能、燃烧燃料的非绝热压缩空气储能，带绝热压缩空气储能可以分为外来热源的带绝热压缩空气储能、压缩热源的带绝热压缩空气储能（见图6）。
3.1无热源的非绝热压缩空气储能
无热源的压缩空气储能系统既不采用燃烧燃料加热，也不采用其他外来热源和绝热装置。
在储能时，电动机带动压气机压缩空气并存于储气装置中；放气发电过程中，高压空气从储气装置释放，驱动透平带动发电机输出电能（见图7）。
无热源的非绝热压缩空气储能优点是结构简单，但系统能量密度和效率较低。因此，它仅应用在微小型系统中，用作备用电源、空气马达动力和车用动力等，不适应大规模储能。
3.2燃烧燃料的非绝热压缩空气储能
燃烧燃料的非绝热空气压缩蓄能的特点是需要向系统提供较多额外的燃料，放气时加热从储气装置中流出的空气。
典型代表为德国的Huntorf压缩空气储能电站和美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站。它们与压缩空气储能基本原理相比，压缩过程和膨胀过程为二级，压缩过程包括级间以及级后冷却，膨胀过程包括中间再热结构。
德国的Huntorf压缩空气储能结构见图8。在储能过程中，电动机带动压缩机，空气通过两级压缩成高压空气，同时使用冷却装置，在进入储气装置之前被冷却，然后存于储气装置中。在释能过程中，高压空气从储气装置释放，通过两次补燃，驱动透平带动发电机输出电能。
美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站系统结构见图9。它与德国的Huntorf压缩空气储能不同之处在于它是带有余热回收装置的压缩空气储能系统，通过回收涡轮排气中的废热预热压缩空气，从而可以提高系统的热效率。由于具有回热结构，McIntosh电站的单位发电燃料消耗相对于Huntorf电站节省了约25%。
