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摘 要 压缩二氧化碳储能技术作为一种新型的压缩气体储能技术，具有储能密度大、经济成本低、运行寿命长、负碳排放等多方面优势，适合我国大规模长时储能系统建设和可持续发展的需求，具有非常广阔的发展前景。本文对比分析了压缩二氧化碳储能系统相比于压缩空气储能系统的优势，梳理了压缩二氧化碳储能技术的分类，其中详细介绍了跨临界二氧化碳储能系统、超临界二氧化碳储能系统和液态二氧化碳储能系统的运行原理、系统性能以及适用场景等方面特点，阐述了系统关键运行参数对系统性能的影响规律以及系统㶲损分布情况，得出系统性能的提升方法，进一步介绍了压缩二氧化碳储能系统的改进系统以及耦合其他外部能源系统的压缩二氧化碳储能系统对系统性能的提升效果，最后分析了压缩二氧化碳储能系统的优势和发展方向。本文旨在总结当前压缩二氧化碳储能技术研究成果，指出现有压缩二氧化碳储能系统的优缺点，为后续学者研究压缩二氧化碳储能系统指引方向，也为压缩二氧化碳储能系统实验及示范的建立提供参考。
关键词 压缩二氧化碳储能；储能技术；系统性能
能源是推动社会进步和经济发展的最重要动力之一。化石能源的短缺及其造成的环境污染严重影响了全球经济的健康发展。在此背景下，大力发展可再生能源、构建低碳可持续能源体系已经成为我国能源行业发展的重要战略目标，可再生能源的规模化发展也成为人类面对能源危机下能源转型的核心目标和应对全球变暖的重要举措。
目前，我国能源呈现以化石能源为主、多能互补的结构，其中煤炭消费总量占一半以上。根据国家能源局统计，截至2022年底，我国总发电装机容量中燃煤发电占比43.8%，可再生能源占比为47.3%，如图1所示。近年来，我国正在加快城市化进程，预计需要两倍的发电装机容量来保障未来四十年的电力供应。在传统化石能源的短缺和全球气候变暖的双重压力下，化石能源为主的能源结构需要向非化石能源为主的能源结构转移，大力发展可再生能源是保持“双碳”目标下经济高速健康发展的重要技术路径，而风能和太阳能凭借其庞大的现有资源成为可再生能源利用的首选。如图2所示，截至2021年底，我国可再生能源发电装机容量达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%，其中，风电和光伏发电装机容量分别达到3.28亿千瓦和3.06亿千瓦，预计2030年我国风电光伏装机容量将超过12亿千瓦。可再生能源的发展已经成为不可阻挡的趋势，其将代替化石能源成为新的主力。
图1 我国发电装机容量占比
图2 2016—2021年可再生能源发电装机容量
可再生能源发电的不稳定、不连续在并网过程中对电网产生巨大冲击，危及电网安全。目前主要通过配置备用电力缓解电源压力，维持电网平稳运行。数据表明电网每增加100 MW，备用电力需要增加约200 MW，备用电力通常包括常规发电装置或储能系统。常规发电装置作为备用电力不仅消耗了大量能源，而且在电网正常运行时，也造成了备用机组的闲置。储能系统在用电低谷利用储能装置将电能转化为其他能量储存起来；在用电高峰期将储存能量释放转化为电能对外输出。应用储能系统可以有效解决用电高峰供电匮乏，减少电网的供电压力，起到削峰填谷的作用，而且储能过程对可再生能源发电机组出力曲线进行调整，降低自身发电随机性和不可控性给电网稳定运行带来的风险，同时避免了常规发电装置作为备用电力的额外能源消耗。在电网正常工作时，还可以利用峰谷电价差为电站创造额外收益。因此，储能系统被认为是解决电力系统调峰最有效的方法之一。
储能系统具有提高常规发电、输电安全性和经济性的作用，也是满足可再生能源大规模接入的重要手段。现阶段的系统装机容量分布如图3所示，这些储能技术由于成本、容量、安全、能量密度以及环境因素等原因，只有抽水储能和压缩空气储能得以实现长时、大规模商业应用。目前，抽水储能因其70%～85%的高储能效率在世界上占据了主导地位。据估计，全球该系统的装机容量约为165 GW。但抽水储能与传统的压缩空气储能因对地理条件要求高、储能密度低、建设周期长等问题，不满足当前我国储能发展的需要。近年来，研究人员针对压缩空气储能系统作出改进，提出了绝热压缩空气储能系统(adiabatic compressed air energy storage system，A-CAES)、液态空气储能(liquid air energy storage system，LAES)以及超临界压缩空气储能(super-critical compressed air energy storage system，S-CAES)，提高储能密度和系统效率，在一定程度上减少地理条件的限制。但由于空气自身物理性质的局限性，其超临界态压力和液化压力较高且液化温度较低，无论是空气还是蓄冷材料都存在储存难度大的问题，导致系统在设计选型以及热量匹配上与实际情况差距明显，很难实现储能效率、储能密度以及建设可行性上的同步提升，从而限制了系统的进一步发展。
图3 全球储能技术装机容量占比
有学者研究发现，与空气的临界条件(-141 ℃，3.77 MPa)相比，二氧化碳的临界条件(31.3 ℃，7.38 MPa)更容易实现，并且超临界二氧化碳具有黏度低和密度高等良好的热物理性质，采用小且简单的叶轮机械和传热单元即可完成储能。同时，二氧化碳在工程应用中具有良好的热稳定性、无毒性、无易燃性、零消耗臭氧等潜在环保特性。因此提出将二氧化碳替代空气作为压缩气体储能的介质，在压缩气体储能中利用二氧化碳代替空气不仅可以提高系统性能，也为大规模利用二氧化碳提供了可能和方便。以二氧化碳为工质的储能技术是一种很有前景的新型大规模储能方案，也是最有前途的二氧化碳工质化利用方法之一，近年来逐步受到研究人员的关注，目前已开展了一系列系统性的理论研究、软件模拟和初步实验验证。
1 压缩二氧化碳储能技术原理
压缩二氧化碳储能系统(compressed carbon dioxide energy storage，CCES)的工作原理如图4所示。在储能阶段，富裕的电能驱动压缩机得到高温高压的二氧化碳，高温高压二氧化碳在冷却器通过介质带走热量将其冷却，并将热量储存到储热罐，换热后的二氧化碳进入高压二氧化碳储罐中储存；释能时，高压二氧化碳被来自储热罐中的高温介质加热，换热后的介质进入储冷罐储存，高温高压二氧化碳驱动膨胀机透平做功，对外输出电能，做功后的二氧化碳重新回到低压储罐储存，准备进入下一个循环。
图4 二氧化碳储能系统原理图
CCES系统的工作周期一般以天为单位，在用电低谷时储能，用电高峰释能，储释能时间比采用多比一的方式，以减少压缩阶段设备成本。与其他储能技术相比，二氧化碳储能系统受地理条件影响小，工质易获取，工况稳定，可按需自由切换充放电状态，成本低且效率高，项目建设周期不到2年，却有长达30年的使用寿命，且循环效率可保持在60%以上。此外，二氧化碳储能系统具有广泛的功率等级、环境适应性和较低的建设成本，在大规模长时储能上有很高的经济性，特别适用于MW级和GW级长时储能系统。该系统不仅可与太阳能、风电等新能源配套，有效克服其发电波动性和间歇性的弊端，也可与火电机组配套使用，作为火电灵活调峰运行时的功率补偿，大幅提升机组调峰能力和能量综合利用效率，还可与二氧化碳捕集与封存系统结合，实现二氧化碳回收利用处理一体化，具有广阔应用前景，有望成为支撑我国“双碳”目标达成的关键力量之一。
压缩二氧化碳储能系统是基于绝热压缩空气储能系统提出的，对于压缩二氧化碳储能系统性能研究同样要参考压缩空气储能系统，于是有学者将压缩二氧化碳储能系统与压缩空气储能系统进行性能对比分析。韩中合等在恒温与恒壁温储气的方式下对比CCES系统和CAES系统性能，研究表明在基本参数不变的情况下，CCES系统比CAES系统具有更高的储能效率和㶲效率。对此，Zhang等提出了一种高压侧液化储气的新型压缩二氧化碳储能系统，如图5所示，与液态二氧化碳储能系统(LCES)和先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES)性能进行对比，该CCES系统的效率低于AA-CAES系统但比LCES系统高4.05%，而LCES系统的储能密度远高于其他两系统，AA-CAES储能密度最低，三个系统性能对比结果见表1。在二氧化碳储存方面，喻浩和Li等对比分析了利用含水层储气的压缩空气储能和压缩二氧化碳储能的系统性能，结果表明CCES系统在储存压力和储存空间上均小于CAES系统，具有较高的储存安全性，同时在储能效率方面，CCES系统在运行过程中压力在含水层中扩散损失较小，平均效率远高于CAES系统。
图5 CCES系统示意图
表1 储能系统对比表
上述研究中对比了CCES系统、LCES系统、AA-CAES系统以及传统CAES系统的系统性能，结果都表明以二氧化碳作为循环工质的压缩气体储能相比于压缩空气储能在保证储能效率的同时，在储能密度、储能安全性和储能成本上都有较大优势，并且基于天然储气室的储存方式，二氧化碳储能更加稳定，可以实现更长时的高效储能，对于大规模储能电站的建设具有较大的现实意义。在二氧化碳充足的条件下，CCES系统是较好的选择。
2 压缩二氧化碳储能技术分类
根据二氧化碳储能系统循环过程中二氧化碳状态不同可分为跨临界二氧化碳储能系统、超临界二氧化碳储能系统以及液态二氧化碳储能系统。
2.1 跨临界和超临界二氧化碳储能系统
刘辉明确了超临界和跨临界二氧化碳储能的定义，当膨胀机组出口二氧化碳的压力低于临界压力时，该储能系统为跨临界二氧化碳储能系统(trans-critical compress carbon dioxide energy storage system，TC-CCES)，当膨胀机组出口处二氧化碳温度和压力高于临界温度和压力时，该储能系统为超临界二氧化碳储能系统(supercritical compress carbon dioxide energy storage system，SC-CCES)，如图6、7所示。跨临界二氧化碳储能系统中由于低压侧压力较低，系统采用多级压缩和级间冷却的方式减少压缩机组的功耗。同样在释能过程中采用多级膨胀做功和级间再热提高膨胀机做功。而超临界二氧化碳储能系统在整个循环过程中二氧化碳工质始终处于超临界状态，导致其压比和膨胀比设置较小，采用单级压缩和膨胀即可实现，其他过程与跨临界二氧化碳储能系统相同。
图6 TC-CCES系统示意图
图7 SC-CCES系统示意图
由于二氧化碳储能系统高压侧压力较高，因此高压二氧化碳储存对于容器材料具有更高的要求，为了降低系统成本，何青等使用两个不同深度的天然盐水含水层作为高低压储气室建立二氧化碳储能系统，将二氧化碳封存与储能相结合，同时利用化石燃料来加热排放的气体，该系统可以在超临界和跨临界条件下工作，如图8所示。结果表明，跨临界二氧化碳储能系统比超临界二氧化碳储能系统具有更高的储能效率以及更大的储能密度，两种系统的储能密度都高于CAES，在给定功率下的储能容量方面具有优势。Zhang等重点研究了超临界二氧化碳储能系统与跨临界二氧化碳储能系统的性能差异，如图9、10所示。通过计算得出在跨临界运行条件下，储能效率为60%，能量密度为2.6 kWh/m3；在典型的超临界工况下，能量密度为23 kWh/m3，储能效率可达到71%，远高于跨临界二氧化碳储能系统。
图8 基于地下储气室的压缩二氧化碳储能系统示意图
图9 跨临界二氧化碳储能系统
图10 超临界二氧化碳储能系统
从跨临界和超临界二氧化碳储能系统性能研究可得到不同的结论，这主要由于研究人员在系统设计上存在较大差异，Zhang等提出的系统与传统CCES系统(图6、7)不同，该系统跨临界循环低压侧采用液态储存，超临界循环低压侧采用超临界态储存，导致跨临界系统在运行过程中低压侧需要增加液化再气化过程，增加了外部能量的输入，虽提高了跨临界二氧化碳储能系统的储能密度，也导致两系统间的储能效率差距较大。但从该研究中得到的结论可知，在气态储存且膨胀机的膨胀比和进口温度相同条件下，超临界二氧化碳系统的膨胀机输出功受二氧化碳进口温度影响更大，相比于同条件下的跨临界二氧化碳储能系统膨胀机输出功更小，同理，跨临界二氧化碳储能系统的压缩机做功也小于超临界二氧化碳储能系统压缩机做功。从而在系统储能效率上，跨临界二氧化碳储能系统与超临界二氧化碳储能系统不存在绝对的优劣关系，但跨临界二氧化碳储能由于低压侧二氧化碳压力较低，采用多级压缩和多级膨胀过程有效减少单机压缩和单机膨胀下大压差运行造成的能量损失，有助于大规模系统的运行。而超临界二氧化碳储能系统双侧储罐压力较高，高压侧储存压力受系统安全性限制提升难度较大，压比较小，导致压缩和膨胀过程中功率的输入输出受限，影响储能效率的提高。因此在相同系统设计条件下，选择跨临界二氧化碳储能系统具有更好的发展潜力。
2.2 液态二氧化碳储能系统
虽然压缩二氧化碳储能系统相较于压缩空气储能系统在储能密度上有较大的提高，但仍不能满足大规模储能电站建设需求，且系统需要很大并能承受高压的储存空间。由于二氧化碳液化难度较低，且液化后低压侧密度提升大，有学者提出LCES系统，将储释能阶段的CO2均以液态形式储存，极大提高系统储能密度，降低存储容积，不受地理条件限制，显著降低制造成本，提高二氧化碳储能系统安全性和可行性。
如图11所示，LCES系统在高压侧和低压侧均采用液态二氧化碳形式储存。储能阶段，液态二氧化碳利用蓄冷器吸收气化过程释放的冷量，经过多级压缩和级间冷却过程得到超临界二氧化碳，利用液化装置使超临界二氧化碳液化储存在液态二氧化碳储罐中；释能阶段，高压液态二氧化碳利用气化装置气化为超临界二氧化碳，经过多级膨胀和级间加热过程对外输出电能，做功后的低压气态二氧化碳经过蓄冷器冷却液化，重新储存到液态二氧化碳储罐中，等待下一个循环。
图11 液态二氧化碳储能系统示意图
为了保证低压侧和高压侧的二氧化碳实现液化，高压侧二氧化碳在超临界状态下，液化温度均在常温以上，液化和气化难度较低，采用常温区内的冷热量即可实现较高的相态转化率。而低压侧二氧化碳液化所需冷量温度均处于零下，换热条件苛刻，实现难度大。在不额外增加制冷设备的情况下，有学者提出采用节流阀调节低压侧二氧化碳出口压力，进一步降低二氧化碳温度，并将该部分冷量回收用于膨胀机出口二氧化碳的液化，该方法虽然提高了压缩过程的总压比，增加压缩机总功耗，但可有效解决蓄冷换热过程能量匹配不均的问题。
Wang等为了进一步减少储存工质的容积，提出了一种LCES系统，如图12所示，并增加了一个有机朗肯循环利用涡轮排气的余热，整个系统的储能效率可达到56%，储能密度36.12 kWh/m3。为了提高系统热效率，Wang等又提出了一种改进的系统。在这个改进的系统中，蓄热单元采用了以小鹅卵石为介质的填充床蓄热代替传统导热油，大大提高了系统的传热效率，系统储能效率达到56.67%。
图12 耦合朗肯循环的LCES原理图
Wu等将提出的新型液体二氧化碳储能系统(LLTC-CCES)与跨临界二氧化碳储能系统(LSTC-CCES)进行对比研究，采用冷凝器液化高压储罐中的二氧化碳，并增加增压泵，在能量释放过程中灵活调节涡轮进口压力，如图13、14所示。多目标优化结果表明，该系统的往返效率和储能密度为61.54%、21.81 kWh/m3，分别比LSTC-CCES系统低1.41%、高19.19倍，表明LLTC-CCES系统相比于跨临界二氧化碳储能系统在损失较小储能效率的前提下，得到了储能密度的巨大提升，因此，具有更好的平衡性能。Liu等对LAES系统和LCES系统进行了比较分析，发现LCES系统具有更高的效率，在相同储存压力下，二氧化碳可以达到更低的储存温度，在相同的冷凝压力下可以获得更高的冷凝温度，有利于LCES系统的设计和应用。
图13 LSTC-CCES系统原理图
图14 LLTC-CCES系统原理图
液态二氧化碳储能系统增加了二氧化碳液化和气化过程，需要更大的冷量以及更优的热量匹配方式。如图15所示，吴毅等利用蓄冷罐有效吸收低压液态二氧化碳冷能，用来液化膨胀机出口二氧化碳，对系统进行多目标优化分析，得到了系统效率最优解50.4%，储能密度21.7 kWh/m3。同时该系统为实现定压存储，利用增压泵和空温气化器将储罐中部分液态二氧化碳气化，气化后二氧化碳重新进入储罐中增加储罐内气体压力，通过控制二氧化碳气化量维持储罐内压力恒定，实现液态二氧化碳定压输出。
图15 液态二氧化碳储能系统示意图
液态二氧储能系统的提出有效解决了压缩气体储能系统储存空间大的问题，在对储能效率有较小影响的前提下，大大提高了系统的储能密度，并且在储释能阶段均可实现液态二氧化碳产品的输出以及低温液态二氧化碳对外供冷的效果。但在低压侧液化问题上，在研究设计中普遍采用蓄冷器，通过相变材料将冷量储存和释放实现低压侧进口二氧化碳的气化和液化。该流程在系统模拟分析中多采用换热器模块替换，但由于相变过程蓄冷介质温度不变，且相变负荷较大，导致冷热流体换热温度交叉，成为限制该方案实施的关键问题。
3 二氧化碳储能系统改进及优化
3.1 二氧化碳储能系统的改进
由于二氧化碳的压缩过程中采用多级压缩降低各级压缩机压缩比，并通过级间冷却降低排气温度，同样，在膨胀过程中采用多级膨胀与级间加热过程降低各级膨胀比以及提高膨胀机进口二氧化碳温度。在二氧化碳储能系统中，由于压缩和膨胀过程的不同步性，可以通过热能储存(TES)技术对储能过程中的压缩热采用储热介质(如导热油或水)在绝热储罐中进行存储，在释能过程从膨胀机级间释放。该方式不仅可以减少系统的整体能耗，且可以提高系统输出功率。压缩气体储能与热能储存技术相结合是目前研究中最先进的配置之一。
换热过程中二氧化碳具有较高的流速和压力，导致换热器能效始终处于低水平状态，因此需要增加回热装置实现多品位热量的充分利用。Sun等提出了一种将显热和潜热分开存储的新型低压液体二氧化碳储能系统，如图16所示，显热冷能和潜热冷能分别储存在甲醇和相变材料中，通过分级冷却使膨胀做功后的二氧化碳液化。该系统可实现在高温环境下运行，并且有较低的存储压力。对该系统建立数学模型，并进行热力学研究，结果表明，系统的储能效率为51.45%，储能密度为22.21 kWh/m3。同时，将该LCES系统与Zhang等提出的CCES(系统A)和Wang等提出的LCES(系统B)进行比较。新系统的储能密度是系统A的2.75倍，更重要的是，系统B不适用于高环境温度，在高温度(750 K)运行可能会对系统组件、材料和润滑剂产生影响。同时，系统A、B的二氧化碳存储压力较高，导致对组件材料的要求较高。相比之下，新提出的LCES系统在经济性、实用性及环境适应能力上都具有较大的优势。
图16 带有低压存储器的LCES系统示意图
Tang等提出了一种带热源的改进液体二氧化碳储能系统，如图17、18所示，其中设计了一种含冰的二氧化碳液化方案和改进的回热器布局。由于系统引用外部高品位热源，仅采用一级换热产生了大量的热量浪费，改进后的循环将原有的一次加热分为加热和再加热两个阶段，采用高温和低温回热器、高温和低温加热器实现能量梯级利用，提高热量的利用效率。为了限制两股流混合过程中产生的额外散热，高压储罐出口的超临界二氧化碳被分成两股流分别由低温回热器和低温加热器加热。对系统进行热力学和经济学模型分析及多目标优化，结果表明，改进后的回热器结构通过回收更多的涡轮机排气热量，提高了系统性能，相对成本差降低了6.86%，优化后的储能系统效率达到了68.79%。
图17 基本循环的原理图
图18 改进后的系统原理图
3.2 二氧化碳储能系统关键参数敏感性分析
二氧化碳储能系统采用闭式循环，绝大多数环节的运行参数都由上一环节决定，但仍存在一些独立参数，改变这些参数会对系统性能产生影响，主要的独立参数包括：压缩机和膨胀机的绝热效率、储能压力、释能压力、节流阀压降、压缩机进口压力等。其中储能压力为系统高压储气室压力，释能压力为高压储气室出口二氧化碳经过节流阀降压后的压力，即第一级膨胀机进口压力，节流阀压降主要包括液态二氧化碳储能系统低压液态出口气化节流压降，以及高压二氧化碳储气室出口节流压降。
在探究压缩二氧化碳储能系统中独立参数对系统性能的影响中，学者们逐渐明晰了这些独立参数对系统性能的影响规律，主要包括：随着压缩机绝热效率的提高，系统的储能效率不断增加，储能密度不断减小；随着膨胀机绝热效率的提高，系统的储能效率逐渐增大，储能密度也不断增大；随着储能压力的增加，系统的储能效率不断减小，储能密度不断增加；随着释能压力的增加，储能效率不断增加；随着压缩机进口压力的增加，系统的效率先增大后减小；在保证压缩机进口压力的前提下低压液态储罐出口的节流阀压降增加，导致系统效率减小；而高压储气室出口节流阀压降的增加也会导致系统储能效率的降低。
在关键参数的调节对系统性能影响规律的研究中，大部分学者对相同参数研究的结论基本一致，但少部分由于系统设计的不同导致出现了不同的结果。如Zhang等对提出的液态二氧化碳储能系统进行关键参数的敏感性分析表明，随着储能压力和压缩机进口压力的增加，系统效率和㶲效率先上升后下降。而系统中增压泵的出口压力对系统效率和㶲效率的影响不大。得出和前文不同结论的主要原因是在液态二氧化碳储能过程中，高压侧液态二氧化碳气化需要采用泵加压，即储能压力增加时，释能压力保持不变，压缩机功耗增加而泵功耗降低，因而存在最佳储能压力使系统储能效率最大。
在研究储能压力和压缩机进口压力对系统性能的影响过程中发现，系统中各级压缩机和膨胀机的压比分配同样影响系统的储能效率。Lu等通过分配关键节点的压力提出各级压比和膨胀比最佳分配方法，来提高系统的循环效率(RTE)。研究发现在总压比和总膨胀比确定的条件下，存在最佳的各级压比和膨胀比的分配方法，当系统为三级压缩和膨胀时，压缩温度为115 ℃时，非等压缩比和等膨胀比的系统的RTE可达74%。与未采用关键节点压力分布方法相比，系统的RTE提高了6.46%。
3.3 二氧化碳储能系统㶲分析
㶲分析方法是热力学系统分析中常用的方法，它可以显示各部件的㶲损，并指出需要优化的关键部件。CCES系统所有组件间有很强的相互作用，在考虑组件的技术局限性以及组件间的交互的基础上，提出了先进㶲分析方法可以准确地评价系统中㶲损的主要来源，并显示出系统中可以减少的实际㶲损，提高系统效率。对于跨临界和超临界二氧化碳储能系统而言，压缩机、膨胀机、节流阀、换热器、混流器是㶲损失的主要部分，其中压缩机和膨胀机的㶲损最大，占据了系统总㶲损失的50%以上，是减少㶲损潜力最大的部件，其损失主要来自设备内部工质流动、传热损失和机械传动损失等方面。多级压缩和多级膨胀系统，在增加级数时会降低系统效率，也会产生较高的㶲损。换热器也是系统㶲损的主要来源，由于二氧化碳储能系统的换热多为气液换热，且冷热流股温差较大，导致换热系数和换热能效低。节流阀、混流器等简单结构部件基本不具有优化潜力。因此，提高压缩机和膨胀机的效率、降低换热器冷热流体的温差是提高系统性能的主要方法，并且减小高压储罐出口节流阀的压降对系统㶲损失的减少也有帮助。
而另一些研究人员在对液态二氧化碳储能系统的㶲分析研究中得出蓄冷过程同样具有较高的㶲损，Zhang等采用传统的㶲分析方法和先进的㶲分析方法，对液态二氧化碳储能系统和液态空气储能系统在相同的系统配置和关键参数下的㶲损情况进行了分析。结果表明，在两个系统中，蓄冷器所占㶲损失比例最大，其次是压缩机和膨胀机。
4 耦合外部能量的二氧化碳储能系统
4.1 压缩二氧化碳储能+火电厂
火电厂作为二氧化碳排放最为集中的地区，其丰富的二氧化碳经捕集后可作为压缩二氧化碳储能系统的最佳稳定碳源。对于液态二氧化碳储能系统，火电厂可凭借其储能阶段实现液态二氧化碳的商品化产出。同时，火电厂的烟气和蒸汽的大量余热可为二氧化碳储能系统提供充足的外部热源，同时火电厂自带电力并网系统，无须储能电站单独建设。依托火电厂建立二氧化碳储能系统是实现资源优势互补的最佳匹配方式。
Cao等提出了一种结合废煤矿洞封存二氧化碳的新型二氧化碳储能发电系统(CCES-CCS)，工作原理如图19所示。该系统选择依靠燃煤电站，利用电站丰富的二氧化碳资源和地下煤层为储能发电厂提供捕获的二氧化碳和电力，同时在电网用电高峰时间释放存储的能量。由于储层渗透性的限制，储能效率最高仅为53.75%。针对初始膨胀器温度限制问题，在Cao的基础上，Chae等提出利用火电厂运行的高温蒸汽为二氧化碳储能系统进行补热，分别采用了跨临界二氧化碳储能和液体二氧化碳储能的工艺方式，如图20、21所示，并进行了热力学分析。结果表明，气态二氧化碳储能系统最高可实现64%的储能效率。而在液态二氧化碳储能中，系统最大往返效率为46.8%，能量密度为68.78 kWh/m3，比压缩二氧化碳储能系统增加了9倍，但该研究对于火电厂与二氧化碳储能系统的耦合不够深入，对系统运行中的热量利用不完全。严晓生等提出了利用火电机组与液态二氧化碳储能系统深度耦合实现火电厂热电联产以及灵活调峰，如图22所示。该研究利用火电机组汽轮机压缸排气加热释能阶段膨胀机入口的二氧化碳，并利用储能阶段压缩热加热锅炉给水，实现能量梯级利用，使火电机组调峰范围增加37.1%。
图19 CCES-CCS系统原理图
图20 集成到蒸汽循环中的CCES原理图
图21 集成到蒸汽循环中的LCES原理图
图22 耦合火电厂蒸汽循环的液态二氧化碳储能系统
4.2 压缩二氧化碳储能＋热泵系统
膨胀机是储能系统内㶲损和可避免㶲损最大的部件之一，同时提高膨胀机进口二氧化碳温度对提高膨胀机输出功有着重要的作用。换热器端差的存在使系统的压缩热不能得到完全利用，膨胀过程中的级间再热器侧出口温度较高，热量没有得到进一步合理利用。通过热泵系统，吸收再热器出口的低品位热能，将系统储能过程收集的压缩热加热到更高温度，提高二氧化碳在膨胀过程做功品质。
郝银萍为了减少膨胀机㶲损失，将热泵与压缩二氧化碳储能系统耦合，提升膨胀机入口温度，提高膨胀机做功品质，如图23所示。研究深入分析了热泵与跨临界二氧化碳储能系统耦合优化匹配方案，结果表明，系统采用蓄热介质为水，热泵工质为R21时，系统储热效率72.17%，储能效率高达80.32%，储能效率提升了5.74%，储热效率提升了2.87%。
图23 耦合热泵的跨临界二氧化碳储能系统原理图
陶飞跃等利用西北太阳能资源丰富且夜间气温低的环境特点，提出一种利用夜间环境再冷的二氧化碳储能热电联产系统，如图24所示，利用太阳能与热泵联合供热消除太阳能补热的不稳定性，同时利用相变材料吸收环境冷量冷却二氧化碳。系统分为三种热量输入模式：太阳能单独供热、太阳能和热泵联合供热以及热泵单独供热。计算得出了太阳能单独供热时系统性能最佳，储能效率、㶲效率、循环效率分别为71.4%、57.4%和87.1%，储能密度17.2 kWh/m3。此系统虽然受环境影响较大，但其系统性能在目前的二氧化碳储能系统中较为突出。
图24 利用环境再冷的二氧化碳储能系统原理图
将热泵引入二氧化碳储能系统，利用少量电能输入将低品位热源转化为高品位，从而实现系统效率的进一步提升，该想法虽然在理论上成立，但在实际系统生产建设中，对于热泵系统而言高温侧和低温侧温差过大，制冷剂的选定存在较大难度，其次，为和储能系统的用热温度相匹配，热泵压缩过程需要采用多级压缩和多级节流，节流过程压降较高，导致系统能量损失较大。综上，该方法对于二氧化碳储能系统在实际工程应用中系统性能提高的指导有限。
4.3 压缩二氧化碳储能＋太阳能
考虑到压缩二氧化碳储能系统中蓄热系统与太阳能热发电的相似原理，且太阳能发电系统的蓄热系统更为完善和成熟，有学者讨论了将CCES系统与太阳能热发电系统耦合，即太阳能发电系统为压缩机提供电能，太阳能蓄热系统为CCES中的蓄热系统补充热能，CCES系统则可以改善太阳能发电的间歇性和波动性。这样的互补耦合系统既弥补了可再生能源发电的固有缺陷，也提高了CCES的运行参数和效率，从而达到了互相改善并提升效率的目的。
Fu等为了提高CCES的储能效率，提出了一种太阳能蓄热CCES系统。建立了槽式太阳能蓄热跨临界CCES系统和超临界CCES系统的热力学模型，并进行了相应的热力学分析。结果表明，两种体系的循环效率分别为77.75%和67.72%，分别比常规跨临界CCES系统和超临界CCES系统高出30.18%和25.87%。此外，除储能密度外，太阳能蓄热跨临界CCES系统的储能效率、太阳能利用率以及㶲效率均优于太阳能蓄热超临界CCES系统。
在朗肯循环的基础上，Xu等提出了一种新的LCES系统，以太阳能为热源，以风能为泵提供动力，如图25所示，大大提高了储能效率和㶲效率，其储能效率和㶲效率分别达到了45.35%和67.2%，远远高于相同条件下LCES的37.83%和45.48%。同时，研究发现太阳能的不稳定特性影响着供热总量。但由于蓄热系统的存在，它对热源温度的影响很小。因此，在光照充足的条件下，太阳能补热可作为一种良好的补热方式。
图25 利用太阳能补热的LCES系统原理图
太阳能作为一种充足的自然资源，利用太阳能为储能系统提供热量，不会增加系统额外的能量消耗。并且研究发现，系统储能效率和㶲效率随太阳能补热温度增加均呈现线性增加，甚至储能效率可超过100%，即释能过程的膨胀功要多于储能过程的压缩功。但由于释能过程膨胀机输出功率主要由膨胀机进口压力和温度决定，当太阳能补热温度对膨胀机做功的影响大于压缩二氧化碳对膨胀机做功影响时，太阳能的利用效率将会受到影响。同时，补热温度的设定需要考虑储热介质的物性，为保证换热效率，补热温度需保证不超过系统储热介质的临界相变温度。
5 结论
压缩二氧化碳储能技术作为一种新型的大规模长时储能技术，由于其具有高效、安全和清洁等突出特点，一经推出就受到了储能行业内外的广泛关注。本文从压缩二氧化碳储能系统分类的角度，详细阐述了各类压缩二氧化碳储能系统原理、优势及运用场景，着重分析和梳理了现阶段各位学者对压缩二氧化碳储能技术的研究角度和研究成果，探明了压缩二氧化碳储能系统的系统优化配置方案和未来研究重点。
目前，压缩二氧化碳储能技术尚处于起步阶段，针对压缩二氧化碳储能技术的研究目前仍停留在系统设计、㶲分析、热力学分析以及系统优化方面，对于系统的实验平台搭建和测试尚未有介绍。压缩二氧化碳储能系统是压缩空气储能系统的创新和拓展。现阶段我国压缩空气储能技术已基本成熟，在系统的建设以及关键部件的研究上都有重大突破。但对于压缩二氧化碳储能技术的现阶段研究仍受制于压缩空气储能的框架，缺乏创新和突破。
与压缩空气储能相比，压缩二氧化碳系统在系统关键部件的开发上还有着一定距离，超临界二氧化碳的高压对系统的承压能力在安全性和成本上都有很大的考验，相较于压缩空气储能系统，二氧化碳压缩机和膨胀机以及增压泵的绝热效率在设计上都相对较小。在液态二氧化碳储能系统中蓄冷过程的热量平衡也是有待解决的问题。但不可否认的是，在理论模拟中，压缩二氧化碳储能系统具有更高的储能效率和储能密度，并且在实际建设实施中，其也具有更小的占地面积和更低的建设成本，与我国目前碳达峰、碳中和的目标契合。由于二氧化碳储能系统中有着密切的热电转换关系，在耦合其他外部能源、回收余热废热、实现热电联产以及冷热电三联供方面都有很好的发展潜力，但现阶段二氧化碳储能还仅在理论层面，在实际运行过程中出现的问题需要更加深入研究。随着国内外学者的不断研究与创新，二氧化碳储能必将朝着高性能、低成本、规模化、多应用场景的方向发展，从而为未来以可再生能源为主的能源体系和多能源协同互补网络提供重要解决方案。
