随着未来我国电力系统中可再生能源渗透率的提高，系统稳定性将应对更加严峻的挑战。长时储能技术在电力系统中起到平衡电网需求、提高电网稳定性、促进可再生能源的消纳、推动绿色低碳发展等作用。长时储能在系统的电源侧、电网侧、负荷侧都有着广泛的应用，对我国新型电力系统的发展意义重大。首先，介绍了目前新型电力系统的特点以及发展趋势，分析长时储能技术在新型电力系统中所具备的支撑作用；其次，分别总结了压缩空气储能、锂离子电池储能、液流电池储能、熔盐储能、氢储能5种长时储能的技术原理及路线、现有的示范应用项目及未来发展趋势，分析了各种长时储能技术的优势和不足；最后，对新型电力系统中长时储能技术未来的应用前景进行了展望。

压缩空气储能是一种新型的大型物理储能技术，具有很好的发展前景。介绍了等温压缩空气储能的基本原理，以及关键设备与相关技术的原理及发展现状；对液体活塞、水泵和水轮机进行分析和总结；对等温压缩空气储能的基本原理进行了归纳和说明；分析了现有等温压缩空气储能技术研究进展情况，对系统中液体活塞技术以及水泵和水轮机技术进行分析和总结；对已有的压缩空气储能电站数据进行汇总分析。在此基础上，对等温压缩空气储能技术未来发展方向进行了展望，可为等温压缩空气储能系统中动力设备的选用以及示范项目的推进提供一定的数据参考。

加速能源结构转型，促进可再生能源发电并网，是应对气候变化和可再生能源发展的重要举措。储能技术可以解决可再生能源发电并网的不稳定性，提高可再生能源的利用率。其中，压缩空气储能因其效率高，投资成本低，对环境友好被广泛研究。与传统恒容压缩空气储能技术相比，恒压压缩空气储能避免了恒容压缩空气储能系统中不可避免的缓冲空气，使压缩机和膨胀机能够在恒定排放压力下高效运行，消除了膨胀机组前的节流损失。介绍恒压压缩空气储能技术的优势，并将其分为水下压缩空气储能、抽水补偿式压缩空气储能、固体补偿式压缩空气储能和气体相变补偿式压缩空气储能4种；论述了4种恒压压缩空气储能技术的基本原理、研究进展及面临的挑战；最后，对恒压压缩空气储能技术的发展进行展望。

为从热力学角度探究压缩空气储能地下硐库型式，采用计算流体动力学（CFD）的计算方法，建立了考虑湍流、传热和真实空气特性的硐库首次充气加压过程数值模型；研究了硐库不同长径比和充气管道入口直径对硐内气体、内衬材料的温升及硐内温度分布的影响，并针对硐内局部高温现象提出了控制措施。结果表明：长径比较小时（即大罐式储气库），硐内温度分布较为均匀，随着长径比的增大（即隧道式储气库），硐内温度分布出现分层现象，并在硐库尾端出现极高温区（闷顶效应）；钢板密封层在硐库充气加压过程中温升最大，混凝土衬砌温度变化较小，围岩几乎不受硐内温变影响；减小充气管道入口直径可以一定程度降低硐库内温度，促进向外传热；针对环形隧道式硐型，提出的改进充气方式可以使硐内温度分布均匀，避免闷顶效应，为工程设计提供有益参考。

微型绝热压缩空气储能（A-CAES）系统布置灵活，适用于典型分布式能源系统。通过对基于气动马达的微型A-CAES系统典型设备精确建模，构建了能够反映其系统性能的热力学模型。搭建了A-CAES系统的实验台，仿真模型与实验的平均误差在5.38%左右，验证了模型的可靠性。该系统的往返效率与综合效率分别为4.81%、27.23%，验证了热能存储装置在A-CAES系统存在的必要性。利用该模型研究分析了压缩级数、压缩比对系统性能的影响，结果表明：随压缩级数的增加，系统的往返效率和综合效率均随之增加，系统最优效率可分别达到6.10%和35.81%；以2、3和5的压缩比组合为例，其压缩比的合理分布可使得系统往返效率和综合效率分别提高1.27%和4.38%。

当前，盐穴型储气库建造技术已较为成熟，并朝着智能化方向发展。根据盐穴储气库技术现状，对盐穴储气库当前建造技术进行分析；从全生命周期管理角度，将盐穴储气库智能建造划分为智能选址、智能设计、智能施工、智能运维4个阶段，并对每个阶段涉及的关键技术进行研究；提出盐穴储气库智能建造工艺技术框架及其具体内容；最后，从系统、技术、理论、模型4个方面，提出并总结盐穴储气库智能建造未来研究重点。相关技术在应城300 MW级压缩空气储能示范工程上得到有效应用。

提出了风力机直接耦合压缩空气储能系统（wind drove compressed air energy storage，W-CAES），其优点是可以减少因风能的波动性和随机性而造成的风能浪费，采用风力机直驱压缩机的工作方式摆脱了压缩机对输入电能的依赖，更适应离网发电系统。建立了W-CAES系统模型，设计了风力机直驱的压缩空气储能系统参数，分析了风速、环境温度以及空气湿度对系统效率的影响。结果表明：在储气体积相同情况下，充气时间随风速的降低而增加，当风速为14、6 m/s时，充气时间分别为0.71、1.64 h；系统效率随环境温度和空气湿度的升高而略有降低；当环境温度分别为-30、40 ℃时，对应的系统效率分别为52.97%和52.08%；当空气的相对湿度分别为0和1时，对应的系统效率分别为52.27%和52.14%。

液态空气储能（LAES）具有不受地理限制和储能密度高的特点，是有潜力的大规模储能技术。为了进一步提升LAES的系统往返效率和经济效益，提出了联合液态天然气（LNG）冷能利用和有机朗肯循环（ORC）与LAES的新型集成系统。建立了集成系统的热力学和经济性评价方法，基于仿真计算探究了关键参数对系统热力性能的影响并对系统进行了经济性分析。结果表明：随着系统膨胀压力的增大，系统效率和功率输出也增加，但是增加的幅度在减小；系统往返效率随着膨胀级数先增大再减小；采用四级膨胀时，系统的效率达到了62.26%，相较于常规的LAES系统效率提升了7%~12%；当峰谷电价差为0.848元/(kW·h)时，系统的净现值、动态回收期以及平准化度电成本分别为11 905.85万元、4.48年和0.893元/(kW·h)。该研究结果可为LAES系统的工程应用和效率提升提供参考和依据。

液态空气储能（LAES）技术因其高储能密度和与外部能源的灵活耦合特性，成为了一种重要的大规模储能技术。构建了一种回收液态乙烯再气化废冷、引入外部低温热源的LAES系统。从热力学和经济性两方面对压缩机等熵效率、膨胀机等熵效率以及热源温度等系统关键参数进行分析，结果表明：当乙烯流量为34 t/h，储能容量可达5 MW/40 (MW·h)；在90%的压缩和膨胀等熵效率下，仅依赖25 ℃的环境热源加热空气，往返效率为77.45%；当热源温度提升至125 ℃时，系统的最优往返效率、净现值及动态回收期分别达到了106.99%、14 473万元和3.56年。该研究结果能为LAES系统与外部冷能的耦合研究提供参考。

可再生能源存在间歇性和波动性，给电网的稳定运行造成了挑战，储能技术是解决此问题的有效途径。液态空气储能技术具有储能密度高，不受地理条件限制和常压储存的突出优势，但往返效率相对较低。提出了一种液氮和液空复合型空气储能系统（N-LAES），通过充注液氮，增加膨胀机中的气体流量，同时也提高膨胀机前的气体压力，从而提高系统往返效率。利用建立的热力学模型进行分析，结果表明：对于一个典型规模的N-LAES，其往返效率可以从单一液空储能系统的56.90%提高至66.47%，第30年的净现值从单一系统的5 807.74万元提高至12 021.35万元，平准化储能成本从单一系统的0.897 2元/(kW·h)降低至0.809 4元/(kW·h)。表明，N-LAES的热力学性能和经济性能都优于单一系统，为液空储能技术的发展提供了新思路。

“功率熵”能够定量反映多尺度储能配置的特性差异。采用2种正弦功率曲线合成的功率曲线，重点研究了调频、调峰以及跨季节调节等储能应用主要场景的熵值差异和特性。结果显示：功率熵能够有效体现不同时间尺度储能特性的差异；调频、调峰2种调节类型宜采用2套储能组合配置；对于频率和幅值差异在2倍以内的2种调节类型，则宜采用1套储能配置整体调节。该研究从理论方面探索了多时间尺度储能配置的方法和依据，揭示了多时间尺度问题的本质差异，有助于形成科学的最优储能配置、调度和优化方案。

为探究固态储氢反应器内的热质传递过程，建立了反应器的二维数值计算模型，分析了反应器内固态储氢材料的径向反应分率分布特性，以及储氢材料床层厚度与换热管径对饱和半径的影响规律，进而开展了换热管束优化布置研究。结果表明：换热管存在对应的最大饱和半径，且随管径增加而增大；当管半径为1.00~6.00 mm的单管布置时，最大饱和半径分别为2.60、3.30、3.50、3.70、3.80、3.90 mm，其中半径为1.00、2.00、3.00 mm的换热管体积分数较小，分别为7.72%、14.24%、21.30%，当这3种换热管以管束布置时，较优的管间床层厚度分别为4.86、6.09、6.38 mm；此外，增设换热管束可有效改善反应器内反应死区的储氢性能。在半径2.00 mm换热管束的反应器内，与未增设换热管束相比，在反应死区增设12根半径1.00 mm换热管后储氢时间减少了40.00%，为267 s，而换热管束体积分数仅增加了1.92%，储氢量仅减少2.17%。该研究成果可为固态储氢反应器的优化设计奠定基础，并为后续的工程应用提供指导。

相变储热技术能够实现对固态储放氢过程热量的回收和供给，实现固态储氢罐内的自热平衡，提高储放氢性能。研究针对卧式管壳式相变储热器，提出了一种新型的内管偏心放置绕中心轴线旋转的运动方式，采用Fluent数值模拟软件，基于动网格技术编写了用户自定义函数UDF，重点研究了内管偏心距离与旋转速度对储热性能的影响。结果表明：与传统中心内管静止布置相比，偏心内管的旋转运动能够显著提高储热性能，当偏心距离为9 mm，旋转速度为0.10 r/min时，储热时间达到最小值，储热时间减少了92.16%，时间平均储热速率是内管静止布置的11.51倍；当偏心距离为9 mm，旋转速度由0.30 r/min减少至0.10 r/min时，储热时间减少了13.57%；当旋转速度为0.10 r/min，偏心距离由3 mm增至9 mm时，储热时间减少了70.48%。该研究结果可为卧式管壳式相变储热器在储氢领域的性能优化研究提供新思路。

物理吸附储氢具有安全性能高、储氢密度大及充放氢速率快的优势，是一种极具应用潜力的储氢方式，其中金属有机架构物（MOFs）材料凭借其高度有序的孔隙结构和可调控特性已成为理想的吸氢材料。为探究吸附储氢过程热效应对储氢性能的影响，首先建立了吸附储氢数值模型并进行验证，随后对比分析了Cu-BTC与活性炭AX-21的储氢特性，并探究不同温度下Cu-BTC的储氢能力。计算结果表明：相较于AX-21，采用Cu-BTC作为吸附剂材料，常温下储氢量提升了12.8%；将储氢温度降至77 K时，Cu-BTC储罐的最高压力降至0.97 MPa，储氢质量相较于常温300 K提升了174%。以上结论可为Cu-BTC材料储氢研究提供参考。

受用电负荷快速增长和极端天气下来水不确定性提高等因素影响，高水电占比地区电力供给侧与需求侧波动性矛盾日益突出，电力系统对具备长期调节能力的灵活性资源需求愈发迫切。氢储能作为具有长期调节能力的新型储能，能够缓解高水电占比地区供需紧张形势。为此设计了适应高水电占比地区实际情况的电氢混合储能优化配置模型，在目标函数中引入了失负荷惩罚函数，并量化了大型/中小型水电机组发电能力随时间的变化情况。以某高水电占比地区96台不同类型发电机组构成的电力系统为分析对象，相较于现行储能配置要求，模型优化结果使得水电消纳量提升了7 188 MW·h，失负荷电量下降了6 513 MW·h，总成本下降了319.4万元。横向对比了高水电占比地区、高火电占比地区、高新能源占比地区对不同类型储能的需求规模以及储能企业的收益情况，相关结论能够为未来储能投资发展提供参考。

为降低可再生能源发电出力波动，提高可再生能源利用率，设计了一种并/离网风光互补制氢合成氨系统。以系统年收益最大作为目标函数，考虑系统电平衡、氢平衡以及电网交互等运行约束，建立了容量配置-调度优化模型，以内蒙古某地区风光真实出力作为输入，通过风光容量配比分析，探究风光容量配比对系统的技术经济影响。结果表明：经过容量配置与调度优化后，并/离网风光互补制氢合成氨系统能够在不同风光出力情况下合理切换工作状态，平抑风光波动，实现合成氨设备的稳定高效运行，并网型系统优于离网型系统；在案例区域内，随着风电容量的提高，系统需配置的电解槽与储氢罐容量呈现先减小后增大的趋势，当风力发电与光伏发电容量接近或相等时，系统经济效率较高。

固体氧化物电池可在燃料电池发电模式和电解制氢模式间切换，且工作温度为650~850 ℃，具有高品位余热回收利用的潜力,将固体氧化物电池用于热、电、氢联产可大幅提高设备利用率及能量利用效率。提出了光伏、光热驱动的固体氧化物电池热电氢联产系统，并耦合了蓄电池及熔盐蓄热保障系统连续稳定运行。以总成本最低为目标，构建系统容量配置及运行策略优化的混合整数线性规划模型，并基于品位对口、梯级利用的用能原则，采用夹点分析方法优化全系统多品位能流的梯级利用，揭示耦合系统物质和能量高效集成机理。针对某工业园区太阳能资源及热电氢需求实际案例，固体氧化物电池年满负荷运行小时数高于6 000 h，耦合系统平准化用能成本为0.28元/kW。