的温升增加而减少。图15 SALAES系统图Park等提出了一种结合了液化天然气(liquefied natural gas，LNG)冷能利用和热能存储的三元耦合LAES系统，该系统同时具备高容量和高能效的特点，其往返效率可以达到187.4%，㶲效率达到75.1%。Song等结合朗肯循环和甲烷重整工艺提出了一种新型LAES系统，结果表明该系统可以有效实现能量梯级利用，系统㶲效率达到59.63%，并且系统的电-电转化效率达到了140.24%，相较于独立式的LAES系统提高了71.43%。史科锐等也构建了一个太阳能储热和双有机朗肯循环的LAES系统，研究表明在典型工况下，耦合系统的往返效率为117.63%，相比参比系统提高了12.58%。Ding等则建立了一个LAES系统与热化学储能和燃气轮机联合循环相耦合的系统，其研究结果表明所提出的系统具有较好的经济性能，动态回收周期为7.29年。Zhang等提出将LAES系统和氨合成工业相结合，以解决氨合成过程中的高运营成本问题。研究结果显示，拟议的耦合系统可以使得LAES的初投资成本降低11.3%并且大幅降低氨合成过程中空分装置的运行成本。图16 LAES系统与氨合成工业一体化系统图Park等将LEAS系统和核电站相结合，构建了核电-LAES一体化系统。通过对该系统的热力学和经济性分析发现，该耦合系统的平准化电力成本相比于独立式的LAES系统下降了17%，具备更好的经济性能。类似的，Banerjee等研究了亚临界燃煤电厂和LAES及氢能储能的集成系统。并选取储能和释能期间的净单位功率输出、往返效率和电厂在不同负荷工况下的净单位效率来进行评估。研究结果表明，LAES系统在较高的液态空气流量下具备良好的往返效率。而在燃料电池中直接使用氢气则比在满负荷和最小负荷下在锅炉中掺烧氢气具有更高的往返效率。Zhang等则提出了一种低温分离碳捕集技术和LAES系统耦合新型混合系统，用来降低燃煤电厂二氧化碳捕集过程中的能耗。研究数据显示，该技术相比传统低温捕获技术具有更高的捕获效率和更低的捕获能耗，并且系统的储能㶲效率也比基准LAES系统高5.22%。2.3多联产式LAES系统LAES系统不仅可以实现电能的输出，同时还可以提供冷能和热能等工业副产品，其研究重点在于如何通过集成多种能源形式，实现冷/热能资源的充分利用，提升整体统效率。LAES系统的这种多能互补特性，使其具备了灵活的资源管理能力。因此，众多学者对于LAES系统的多联产特性开展了详细研究。Esmaeilion等设计了一种LAES系统和多级闪蒸海水淡化系统耦合的多联产系统，该系统除可以提供电能，供暖和制冷需求之外，还可以提供次氯酸钠、氢气和淡水等工业副产品。研究结果表明，系统的往返效率为61%，可持续性指数达到了1.96。Ding等提出了一种将太阳能集热和制氢工艺相结合的LAES系统，并对系统的多联产性能进行了分析。研究结果表明，与独立的LAES系统相比，耦合系统的能源利用效率提高了20.76%，并且投资回收周期也缩短了7.47年。Chen等提出了一种光伏驱动的LAES系统以满足建筑冷热电需求，进而为推动净零能耗建筑目标实现提供技术路径。研究结果显示，该系统在一年的评估期内，提高了67.05%的往返效率并减少二氧化碳排放368.35吨，同时还产生了523.93 MWh电力、57.75 GJ冷能和119.24 GJ热能。Qi等提出了一种基于LAES装置的绿氨和电力协同生产系统，该系统通过将电转氨工艺同LAES系统结合，以降低绿氨生成成本。研究结果显示，系统的氨生产成本可降低至360.74欧元/吨，并且使用外部热源耦合LEAS系统可进一步降低成本。Cui等以往返效率和经济性指标作为评价依据分析了多联产LAES系统的热力学和经济性能，其研究结果表明与传统的LAES系统相比多联产系统的往返效率可提升约33%，并且系统在特定地区下的度电成本达到了0.79元/kWh。Babaei等研究了一种能够实现电力、热能和饮用水的多联产系统，研究发现该混合系统的总效率超过了71%，在12小时的生产期间内可产生59 m3/s的饮用水和938.8 m3的热水。Mazzoni等则比较了LAES多联产系统和电化学储能技术在300~2000 kWh容量范围内系统性能变化情况，结果表明LAES配置在长时间运行后可以产生更高的净现值，并且具有更短的投资回报时间。Zhang等基于实物期权框架，通过对投资成本和电价等不确定性因素的评估，来研究多联产LAES系统的投资，并考虑了各项激励措施的影响。研究结果给出了LAES系统在国内不同地区的最佳投资时间，并表明税收优惠政策对LAES系统投资具有最明显的促进作用。图17 文献提出的LAES-NH3系统图3 液态空气储能技术发展回顾与未来展望3.1 LAES技术发展回顾1895年德国化学家Linde提出的液化空气技术极大推动了低温物理学的发展，同时也为日后LAES技术的应用奠定了基础。在20世纪初，液化空气技术被广泛应用于氮气和氧气的工业制备，但液态空气仅作为工业制冷和气体分离的手段，尚未在储能领域得以应用。到20世纪中叶，随着电力系统的发展，其面临的高峰和低谷电量波动问题日益突出，对于储能的需求逐渐增加。Smith[于1977年首次提出将液态空气作为储能介质并用于电网调峰，这被广泛认为是LAES系统的应用雏形。1998年三菱重工的Kishimoto等对一套2.6 MW的LAES系统开展了测试，并确认了该系统在发电方面的良好稳定性。在上述研究的基础上，2005年英国Highview Power公司在英国建成了全球首个1.5 MW/5 MWh的LAES原型系统，用于验证LAES系统的储能原理和运行效果。2011年英国Highview Power公司建立了一个350 kW/2.5 MWh的LAES示范项目，这一项目进一步展示了LAES技术能够帮助实现电网供需平衡，帮助电网更好应对电力高峰期的挑战。此后，在2018年Highview Power公司在英国部署了全球首个商用规模的LAES系统，容量为5 MW/15 MWh，该项目的建成标志着LAES技术正式开始从实验室走向大规模商用，证明了LAES技术的可行性和灵活性。在此基础上，英国Highview Power的Carrington商业化项目(50 MW/300 MWh)于2024年获UKIB与Centrica等联合注资3亿英镑，正在曼彻斯特建设，计划2026年投运。此外，其后续Manchester 200 MW/2 GWh项目于2024年获正式批准，进一步推动LAES迈向多吉瓦级设施；日本Hatsukaichi项目(5 MW/20 MWh)也在LNG工厂冷源耦合方向实现技术落地，预计2025年运营。这些真实工程案例标志LAES正从试点迈入规模化商业阶段。国内在压缩空气和LAES方面也开展了大量研究，并建立了一批示范项目。2013年中国科学院工程热物理研究所在河北廊坊建立了功率为1.5 MW的LAES示范项目，该系统的整体发电转换效率约为52%。2018年国家电网全球能源互联网研究院在江苏同里建设了500 kW LAES示范工程，该项目每日还可以提供2.9 GJ和4.4 GJ的冷量和热量。自2022年起，中国LAES工程化进入快车道。青海格尔木60 MW/600 MWh示范项目于2023年7月开工，并于2024年底进入设备调试，计划于2025年投产，建成后将成为全球规模最大LAES系统。该项目还获批2024年度国家能源局新型储能示范项目和国家发展改革委绿色低碳先进技术示范工程并入选国家能源局第四批首台(套)重大技术装备名单，成为我国能源领域技术重大创新成果之一。同时，由石家庄铁道大学和河北建投集团共同承担的河北省“揭榜挂帅”全系统液态空气储能项目于2024年12月正式完成并网发电，成为国内首个并网试运行成功的液态空气储能电站，填补了该技术领域空白。3.2 LAES技术未来展望随着可再生能源在全球能源结构中的渗透率持续提升，长时大规模储能技术已成为构建低碳能源系统的关键支撑。液态空气储能(LAES)凭借其独特的技术优势，在应对电网灵活性需求、削峰填谷及促进清洁能源高比例接入方面展现