构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现“双碳”目标的必然选择。然而，风电、光伏等新能源出力的随机性、波动性与反调峰特性，对电力系统的安全稳定运行提出了严峻挑战。大规模长时储能技术被视为平抑新能源波动、提供系统灵活调节能力、保障电网安全的核心支撑。在众多储能技术中，压缩空气储能（CAES）具有建设时间短、储能时长长、选址相对灵活等显著优点，是目前最具发展潜力的大规模长时物理储能技术之一。
CAES的发展历程大致分为3个方面：①传统补燃式CAES。以德国Huntorf电站（1978年投运，290MW）和美国McIntosh电站（1991年投运，110MW）为代表，其技术特点是在释能过程中燃烧天然气或其他能源来加热高压空气，驱动膨胀机发电。该技术成熟，但依赖化石燃料补燃，存在碳排放、系统效率较低（Huntorf约42%，McIntosh约54%）。②先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）。为消除对化石燃料的依赖并提高效率，研究者提出了在分级压缩过程中多次换热储存压缩产生的热量，并在释能时利用储存的热量分级预热空气的AA-CAES技术。该路线不依赖化石燃料，理论上可实现零碳排放，系统效率有望提升至60%～70%。近年来，中国在该领域实现了工程引领。③等温/近等温/等压压缩空气储能及其他新型耦合储能技术。此技术旨在通过强化换热（如喷淋、活塞、泡沫等）保持气体存储过程压力不变，使压缩和膨胀过程尽可能接近等温/等压过程，减少能量损失，或者通过耦合风电、飞轮储能、太阳能及生物质能、氢能等，进一步提高系统效率。目前多处于理论研发阶段。
中国在新型电力系统建设的强烈需求推动下，CAES技术发展迅猛，已从跟跑走向并跑乃至领跑。目前，国内已建成并投运了多个具有里程碑意义的非补燃压缩空气储能电站，如江苏金坛60MW/300MW•h盐穴压缩空气储能国家示范工程（2022年投运）、湖北应城300MW/1500MW•h盐穴压缩空气储能电站（2024年投运）、国信淮安2×300MW/2400MW•h盐穴压缩空气储能电站（2026年投运）。同时，数十个百兆瓦级项目正处于在建或规划阶段，储气形式也从单一的盐穴向废弃矿洞、人工硐室等多类型拓展。本文以先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）为例，对工艺路线及相关设备等进行分析研究。
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AA-CAES不同工艺路线
根据储换热介质以及循环过程参数的不同，AA-CAES压缩空气储能项目采用的工艺路线也会不同。当采用水、导热油、熔盐等不同的储换热介质，或者采用压缩侧、膨胀侧共用换热器、共用储热罐等技术时，项目在设备选择、整体转换效率及投资方面会产生显著差异。
1.1储换热介质分类
一般来说，压缩机压缩比越高，出口气体温度越高，储换热介质选择也会不同。AA-CAES常用的储换热介质包括水（承压水）、导热油及熔融盐等，依据储换热介质或者压缩机出口温度可以分为不同的工艺路线。承压水作为储热载体，来源广、价格便宜；但当储热或热交换温度超过当前大气压下水的沸点时，需要加压，储换热介质循环系统较为复杂，这种工艺称为中低温工艺。导热油沸点较高，高温粘度小，可以提高压缩机及膨胀机的级间排/进气温度，有利于提高系统效率；但长期在较高温度下运行可能会分解或老化，需要定期更换，这种工艺称为中高温工艺。熔融盐主要利用显热实现储存和释放热能，其储能密度高、稳定性好、寿命长且安全性高，但初始投资高，需要单独设置伴温系统和专用的泵组，且运行维护工作量大，这种熔融盐储能方式又称为高温工艺。若使用导热油和熔融盐进行换热时，压缩机出口温度一般都较高，相应的材料、零部件等也需要进行特殊设计。
目前，国内在建的压缩空气储能项目基本都采用承压水或者导热油（少部分）进行储换热。采用导热油的项目在系统电-电转化效率方面一般比采用承压水的项目要高，因为导热油可以达到更高的储热和放热温度，从而提高膨胀机进口空气温度，提高膨胀做功能力。根据文献分析研究，在输入相同电量的情况下，采用承压水的AA-CAES系统效率为58.71%，采用导热油的AA-CAES系统效率为63.17%。
1.2储换热循环流程分类
压缩空气储能的储换热循环本质上是将“压缩-冷却”与“加热-膨胀”这2个过程在时间上解耦，并通过一个独立的储热系统作为纽带，实现了热能的时空转移和高效利用。
目前，压缩空气储能项目常用双罐储换热系统，即系统由分别存储高温与低温介质的储罐（高温罐与低温罐）及一系列换热器构成。在储能阶段，利用电网富余电力驱动多级压缩机将空气压缩至高压，压缩产生的高温热量通过换热器被储换热介质捕获并存储于高温储热罐中，而冷却后的高压空气则存入储气库；在释能阶段，高压空气释放后，先流经换热器，由储存的高温介质逐级加热，再进入多级透平膨胀机做功发电，完成放热后的介质流入低温储热罐。通过介质在双罐间的循环，将间歇的电能转化为可稳定调度的热能与压力势能，在发电时协同释放。
双罐储热技术是当前应用最为成熟、最为广泛的储热技术，目前绝大部分储能电站采用的是双罐储热系统，高温储热罐和低温储热罐单独工作，互不影响。但由于其具有2类储罐，运行时需要的储热介质更多，且罐体在部分时段处于空置状态，导致初始投资较大。为了缓解球罐初始投资、增加罐体利用率，池冉等研究提出了一种多罐储热系统及储能方法，通过设置高温/低温储罐及一系列的运行储罐，来达到降低初始投资、节约项目用地的目标。但此种方法可能会因运行储罐短时间内的温度变化而增加罐体应力，且存在操作流程复杂等问题，因此需要进一步验证。
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AA-CAES效率提升因素分析
目前，国内大多数压缩空气储能项目均采用AA-CAES工艺。前期或在建相关项目主要有山东肥城300MW/1800MW•h先进压缩空气储能国家示范项目、江西铅山300MW/1200MW•h先进压缩空气储能国家示范项目、甘肃玉门300MW/1800MW•h压缩空气储能项目、河南信阳300MW/1200MW•h先进压缩空气储能示范项目、湖南岳阳300MW/1500MW•h先进压缩空气储能项目及金坛二期2×350MW盐穴压缩空气储能示范项目等。已发电的主要有金坛60MW/300MW•h压缩空气储能示范项目（3级压缩2级膨胀）湖北应城300MW/1500MW•h压缩空气储能电站示范项目、山东泰安300MW/1500MW•h先进压缩空气储能国家示范电站、淮安2×300MW盐穴压缩空气储能示范项目等。系统效率是衡量各项目竞争力的核心指标，影响效率的主要因素包括压缩、储热、膨胀3个环节的能量损失等。上述项目在压缩比、储换热温度、膨胀发电各工况点压力等方面各有差异，其电-电转换效率也有所不同。下面分析几个典型项目关键运行参数，进一步阐述提高电-电转换效率的可能途径。
2.1关键运行参数
压缩过程和膨胀过程不仅是简单的能量存储与释放，更是通过热能的循环利用紧密耦合在一起的，其参数设计直接影响系统性能。
为降低排气温度、减少不可逆损失，压缩过程需要采用多级压缩和级间冷却的方式。当排气压力确定时，增加压缩级数、降低每级压缩比，有利于接近等温过程，从而提升电-电转换率；然而，级数增加会将提高设备投资和系统复杂性。现有项目多采用4～6段压缩，部分项目压缩机排气压力及电机功率等参数见表1。
储气库中的高压气体在进入膨胀机发电前，一般通过充分换热增加比焓来提高发电能力，目前普遍采用高压缸、中压缸、低压缸的三段式膨胀发电系统。部分项目膨胀机进气压力、进气运行方式等参数见表2。
影响㶲损失的关键因素主要有3个：一是压缩机级后冷却器气体出口与冷却介质的温差；二是膨胀机进口气体与再热介质的温差；三是储热系统冷、热介质的平均温差。温差越大，㶲损失越大。采用高温、低温多级储热罐，分别匹配不同压缩级的热量，可以减少混合损失，但会带来储罐投资增加、项目占地面积增大等问题。一般比选时需要进行储换热计算及端差分析，确定技术可行、经济合理的方案。部分项目换热关键参数见表3。
2.2效率提升途径
根据前述内容，AA-CASE效率提升的关键在于热力学参数优化、核心设备改良、运行策略创新等。压缩机和膨胀机是系统能量转换的核心，其设计和运行参数的优化直接决定了整个过程的效率基础；储换热系统连接着压缩端和膨胀端，其性能决定了热能回收与再利用的效率。本文主要从压缩端/膨胀端及储换热系统的优化设计、运行策略方面进行分析，探讨AA-CASE效率提升可能的途径。
2.2.1压缩端/膨胀端
韩中合等的研究结果表明：对于等比压缩储能系统，在储气装置压力相同的前提下，随着系统级数的增大，系统压缩功、膨胀功和储热量均逐渐减小，级数越大，系统储能效率越高，储能密度越小，系统结构越复杂；对于非等比压缩储能系统，储热介质能承受的温度越高，系统储能密度越大。考虑到压缩机和膨胀机均只在一定压比范围内具有较高效率，可根据功率和效率目标对压缩端/膨胀端系统级数配置进行优化，保证核心设备尽量在高效区运行；或者在经济合理的前提下，采用多种储热介质分段存储压缩热，减小换热器温差、从而减小不可逆损失，提高系统储能效率。
当然，研发并应用自主可控的高效率压缩机和适用于中低温热源的高效膨胀机，通过提高单个设备的等熵效率，也是提高AA-CAES系统储能效率的有效途径。AA-CAES常用的压缩机型式为轴流式或离心式，大型的轴流式压缩机效率一般不低于88%、离心式压缩机效率一般不低于87%。为了满足新型电力系统需求，压缩端/膨胀端也在不断拓宽稳定运行负荷范围，当前压缩机组一般要求70%～110%额定负荷、膨胀机组要求30%～100%额定负荷，后续可能会向全功率稳定运行方向发展。
2.2.2储热与换热系统
按照文献，在储换热系统中采用分级/多温区储热技术，将不同温度段的压缩热分别存储在不同温度的储热介质中（如高温熔盐、中高温导热油、中低温承压水等），释能时按温度梯度逐级加热空气，可以提升㶲效率。例如，江苏淮安盐穴压缩空气储能电站配置2×300MW机组，采用了熔融盐+带压热媒水储热的非补燃“高温绝热压缩”技术，转换效率达71%。
此外，面向压缩空气储能系统对储热介质的性能需求，研发成本更低、工作温区更宽、热物性更优的新型储热材料；或者，按照文献尽可能降低各环节的传热温差，研发高性能的换热器、储换热一体设备，减小传热阻力与压降，也是提升效率的重要方向。当然，上述方案随之带来的是项目成本的上升和系统结构的复杂问题。实际工程设计时，应考虑在储换热效率、经济性、运维方便等方面进行平衡。
2.2.3系统集成与运行策略
按照DL/T 2916-2025《压缩空气储能电站效率指标计算方法》，电站电效率定义为“压缩空气储能电站在一个计算周期内，上网电量与下网电量及外部输入能量折算发电量之和的比值”。所以，除基本的充放电循环之外，挖掘系统运行过程中产生的低品位热量，通过压缩过程或膨胀排气的余热进行供热或耦合有机朗肯循环发电，实现能量的梯级利用，也是提高储能系统效率的方法之一。
另外，与可再生能源深度耦合，将AA-CAES电站与风电场、光伏电站一体化设计、协调控制，平滑出力，减少弃风弃光，也能在提升项目整体经济性的同时，适当地提高AA-CAES的效率。
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核心设备
AA-CAES技术工艺的发展离不开核心设备的研发进步，各项目的实施和推进更离不开整体效率的提升和设备单位造价的下降。进一步提高设备效率和容量，是压缩空气储能核心装备后续的发展趋势。
3.1压缩机
压缩机属于比较常规的工业通用设备，对于AA-CAES来说，一般多采用离心式或轴流+离心组合式压缩机，能够实现宽负荷、非稳态、高温高压、频繁启停及载荷自动加载卸载等运行。目前，相关厂商已建立技术标准体系且在石化、空分等领域验证了产品的可靠性，但对于大容量的AA-CAES项目，多采用压缩机多列并联或多段串联方式运行。虽然近期国际首套、单机功率最大的压缩空气储能压缩机通过了第三方测试，但大单机容量压缩机设计制造运行仍需进一步验证。
3.2膨胀机
AA-CASE项目大型空气透平一般采用多级膨胀带中间再热，全周进气+二路补气、轴向排气的结构形式。国内厂家具有丰富的透平膨胀机设计制造经验，基本采用汽轮机领域成熟商用机组设计技术，性能已得到实物机组验证。目前，国内大型空气透平膨胀机已从单机300MW提升至350MW，华能金坛2×350MW盐穴压缩空气储能项目2号机组现场已在近期完成中压模块吊装，其采用单轴、三次再热、三缸两排、四段膨胀的非补燃中温系统方案，突破多次再热、多缸膨胀机组件快速频繁启停技术，实现了分钟级响应速度，可满足电网灵活调峰需求。
3.3换热器与储热系统
换热器应用广泛、技术成熟度高，但系统参数对压缩空气储能工艺系统、设备选型、系统效率、工程投资及运行特性影响显著，项目投资占比较高。面向大规模压缩空气储能项目，换热器需要巨大的换热面积才能满足工艺需求。目前已建和在建项目，换热器类型包括管壳式、板翅式等，设备厂面向300MW规模等级的AA-CASE电站主流方案采用间壁式传热的管壳式换热器。储热罐（尤其是双罐储热）技术相对成熟。对于大型压缩空气储能项目，后续主要在储罐新材料应用、大直径球罐加工制造、降低热损及减小温度变化影响等方面继续开展研究。
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总结与展望
压缩空气储能作为当前最具现实可行性的长时、大规模储能技术之一，在新型电力系统中扮演着“稳定器”和“调节器”的重要角色。它不仅能有效平抑新能源波动、参与电网调峰调频，还能作为区域性战略备用电源，提升电网韧性与安全性。
本文按照储换热介质、储换热循环流程提出AA-CAES的分类，并从热力学计算、关键设备运行参数优化设计等方面总结效率提升的可能途径，然后描述核心设备的发展现状和未来路径，对AA-CAES的技术工艺发展进行了归纳。
随着相关技术持续迭代创新、产业链协同降本等，AA-CAES将与抽水蓄能、电化学储能形成互补的储能体系，并与沙漠戈壁大型风光基地、沿海核电、深远海风电等紧密结合，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系贡献关键力量。但未来仍需要在政策与市场机制等方面深入研究，积极响应《关于完善发电侧容量电价机制的通知》相关要求，持续推动AA-CAES项目的健康发展。
本文作者：宗万波，何青，阎占良，喻葭临
