能源革命中的物理储能技术
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物理储能技术发展现状与趋势
抽水蓄能
抽水蓄能利用电能和水势能的相互转化进行能量存储，具有效率高、容量大、寿命长、储能周期不受限制等优点，是目前技术最成熟、应用最广泛的电力储能技术。但是，由于抽水蓄能需要建造水库和水坝，其应用受地理条件的限制。表 2 为抽水蓄能技术特征，典型抽水蓄能电站规模为 100—3000 MW，主要适用于电力系统调频、调峰填谷、能量管理、备用等方面。
抽水蓄能技术自从 1882 年国际第一座抽水蓄能电站在瑞士使用以来，已经发展近 130 多年，技术已经成熟。目前世界上在运营的最大抽水蓄能电站是 1985 年投入运行的美国巴斯康蒂抽水蓄能电站，装机容量达到 30．03 MW。
我国的抽水蓄能技术研发与建设起步较晚，1968年首次在河北省岗南水电站引进 2 台日本制造的单机11 MW 混合式抽水蓄能机组。经过 50 余年的发展，我国抽水蓄能已从引进、吸收消化阶段转变为自主研发阶段。2016 年 6 月投入商业运行的浙江仙居抽蓄电站机组是我国真正意义上第一台完全自主设计、自主生产、自主安装运营的设备，也标志着我国打破国外的技术垄断，完整掌握大型抽水蓄能电站核心技术。
总体来说，抽水蓄能技术正朝着大容量、高水头、高效率、智能化方向发展，具体关键技术包括：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、无人化智能控制与集中管理、信息化施工、隧道掘进机开挖技术、新型钢材和沥青混凝土技术等。
压缩空气储能系统
传统压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术，利用电能和空气内能进行能量储存的系统。传统压缩空气储能系统具有容量较大、周期长、寿命长、投资相对小等优点，但由于其不是一项独立的技术，必须同燃气轮机电站配套使用，依赖燃烧化石燃料提供热源，且依赖大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，因此应用也受到地理条件的限制。表 3 为压缩空气储能技术特征，可见，压缩空气储能系统与抽水蓄能技术特性相似，其应用领域与抽水蓄能也相同。
传统压缩空气储能技术自从 1949 年 Stal Laval 提出利用地下洞穴实现压缩空气储能以来，国际上只有两座大规模传统压缩空气储能电站投入商业运行，分别是德国的 290 MW Huntorf 电站和美国的 110 MW McIntosh 电站。此外，日本建设 2 MW 传统压缩空气储能示范电站。我国只进行了传统压缩空气储能技术相关理论研究。
传统压缩空气储能系统存在依赖大型储气洞穴、依赖化石燃料两大技术瓶颈，严重限制了其推广应用。近年来，为解决上述技术瓶颈，国内外学者开发了多种新型压缩空气储能系统。目前国际上已经实现 MW 级示范的系统包括：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。国内，中国科学院工程热物理研究所于 2009 年在国际上首次提出超临界压缩空气储能系统，并研制了国际首套 1．5 MW 和 10 MW 示范系统，系统效率高于全球所有同等规模系统的效率，并且已实现产业化，目前正在开展 100 MW 级系统技术研发与示范。
压缩空气储能技术正朝着不依赖化石燃料、不依赖大型储气室、提高系统效率方向发展，主要通过提高关键部件技术性能、优化系统集成与控制技术等手段来实现，具体关键技术包括宽负荷压缩机技术、高负荷膨胀机技术、高效蓄热技术、储气技术和系统集成与控制技术等。