在“碳达峰、碳中和”目标下，加快能源结构转型，推动新能源产业迈向高质量发展，构建以新能源为主体的新型电力系统成为当前的目标^[1]。储能是构建新型电力系统的关键技术，能够提供调峰、调频、备用、黑启动、紧急功率支撑等多种服务，是实现“双碳”目标的重要支撑^[2-3]。2021年以来，国家及地方政府密集出台300多项与储能相关的政策，为储能产业快速发展提供了指引。

储能分为机械储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等)、电磁储能(超导储能、超级电容等)、电化学储能(锂离子电池、铅酸电池、液流电池、钠离子电池等)，此外还有储热、储冷、储氢等^[4-5]。不同储能技术，在寿命、成本、效率、规模、安全等方面优劣不同。同时，由于具体条件不同，储能目的各有差异，储能方式的选择还取决于对发电装机、储能时长、充电频率、占地面积、环境影响等诸多方面的要求^[5-6]。

随着新型电力系统中风电、光伏等新能源装机及电量占比不断提高，电力系统对可靠电力支撑的时长需求增加，长时储能成为未来储能技术发展的主要方向之一^[2-3]。在此背景下，压缩空气储能技术（Compressed Air Energy Storage,CAES）作为一种长时储能，具有储能容量大、建设周期短、运行寿命长、安全环保等优点，成为唯一和抽水蓄能媲美的大规模储能技术^[7-9]。因此，开展CAES相关技术研究对于实现“双碳”目标具有重要意义。

围绕着压缩空气储能技术，国内外众多学者开展了一系列研究。梅生伟等^[10-11]分析了先进绝热压缩空气储能技术的关键技术问题，在其动态特性基础上，梳理了电站建模、能效提升、运行规划及市场运营等方面的研究现状；陈海生等^[12]对压缩空气储能的原理、工作过程、关键技术、发展现状及应用领域进行了详细分析；孙晓霞等^[13]分析了压缩空气储能储/释能过程中的压力变化，开展了系统不同运行模式的特性研究。

文章阐述了CAES技术原理及技术现状，提出CAES系统的解决方案，分析电站关键技术，列出相关的工程案例，以期为CAES技术未来应用提供思路和借鉴。

CAES技术是一种在燃气轮机基础上发展起来的物理储能技术，利用低谷电或弃风、弃光电将空气压缩，将电能转化为压缩热能和压力势能，压缩热能存储在储热单元中，压力势能存储在储气库单元中；在用电高峰时，释放储热单元中的热能并加热储气装置中释放的压缩空气，压缩空气驱动透平做功，带动发电机发电，将储热单元中的热能和储气单元中的压力势能转化为电能^[14-15]。该过程实现了电能跨时间、跨空间的转移和利用，其主要包含以下系统（图1）：

图  1  CAES技术原理示意图

Figure 1.  Technical schematic diagram of CAES

1）空气压缩子系统：其设备主要为压缩机，一般为多级/多段/多缸压缩机带段间冷却装置。

2）储热子系统：其设备主要为储热设备、换热器设备。通过换热器设备，可以将热流体部分热量传递给冷流体或将冷流体换热到热流体，用于余热回收和利用。

3）储气子系统：实现压缩空气的存储，包括地下盐穴、地下人工硐室、钢制储气罐或压力管线等，钢制储气罐或压力管线造价较高，其次为人工硐室，地下盐穴投资成本最低。

4）膨胀发电子系统：其设备主要为膨胀机，一般为多级/多段/多缸透平带段间再热装置。

5）控制及调度子系统：关键设备的控制系统及各设备之间的调度。

CAES技术有多种类型，按照工作介质存储状态分为气态和液态；按照是否需要热源分为补燃式和非补燃式；按照是否利用压缩热分为非绝热式、绝热式和恒温式。不同的标准有不同的分类，主要包括补燃式CAES、绝热式CAES、等温CAES、液态CAES、超临界CAES等^[15-16]。

1）补燃式CAES技术

该技术基于燃气轮机工作原理，在透平入口设置燃烧室，将储气库中的高压空气送到燃烧室，与喷入的燃料混合燃烧生成高温高压空气，高温高压空气进入透平做功，驱动发电机发电。补燃式CAES技术采用燃料加热空气，增加透平机做功能力，但是燃烧造成环境污染及二氧化碳排放，不符合“双碳”目标；该技术对天然气等燃料有一定的依赖；压缩过程中产生压缩热未得到有效利用，效率较低，多种因素限制该技术的发展。

补燃式CAES最典型的两个案例是德国Huntorf 电站和美国 McIntosh 电站，二者均通过压缩机级间和级后冷却实现空气冷却，降低压缩机的压缩功，同时在透平装置之前增加燃烧室。McIntosh 电站增加了余热回收装置，降低燃料的消耗量，在同等发电量下，其效率由Huntorf 电站的42%提升至McIntosh电站的54%^[8]。

2）绝热式CAES技术

该技术是将压缩过程产生大量的压缩热进行存储，并利用存储的压缩热加热压缩空气，然后驱动透平做功。整个过程不使用燃料燃烧加热，近似绝热过程。该技术通过对系统压缩热进行回收利用，提高了系统的整体效率，同时压缩膨胀过程中不使用化石燃料，零排放。但由于该过程为近似绝热压缩，对于储热工艺要求较为苛刻，目前实现高温储热较为困难。

绝热式CAES技术典型案例为德国RWE Power公司提出的ADELE项目，设计效率达到70%，储热温度600 ℃。由于该项目对设备要求较高，高温压力容器的设计、制造较为困难，项目处于论证阶段。

3）蓄热式CAES技术

该技术是在绝热式CAES基础上增加了级间热量回收和利用装置，又称为先进绝热CAES技术。储能时，压缩机排放的高温空气与来自低温蓄热器中的冷流体交换热量，并将交换后的热流体存储至高温蓄热器中；释能时，来自储气库的高压低温空气与来自高温蓄热器的热流体交换热量，被加热至高温，进入透平做功。相比于绝热式CAES技术，蓄热式CAES技术储热温度较低，对设备材料要求降低，同时压缩侧功耗降低。但是该系统增加了级间冷却再热装置，增加了系统初始投资。

蓄热式CAES技术典型案例主要有中国能建某300 MW压缩空气储能项目；河北某100 MW压缩空气储能项目；中盐华能某60 MW压缩空气储能项目等。

4）等温CAES技术

该技术是采用液体活塞、液体喷雾、水泡沫等特殊温度控制手段，增大气液接触面积和接触时间，提升气液换热效果，使空气在压缩和膨胀过程中能量损失降到最低，接近等温过程，进而提高系统的整体效率，理论效率在70%以上。该技术无燃烧室和储热装置，但压缩过程中，部分空气易溶解于水中导致部分能量损失^[17]。

目前该技术已在美国New Hampshire州和Texas州分别开展1.5 MW/1.5 MWh和2 MW/500 MWh的示范项目。

5）液态CAES技术

该技术主要是利用空气的液化相变特性，对压缩空气进行液化处理，存储液化的空气实现能量存储。由于液态空气的密度要远大于压缩空气，液化空气所需要的储存容积将大幅度减小，降低占地面积和系统成本。但压缩空气在液化冷却和气化加热过程中，需消耗部分能量，造成效率有所下降^[18]。

英国建成350 kW/2.5 MWh液态CAES示范项目并投入运行，并开展5 MW/15 MWh示范电站；国网江苏建成500 kW液态空气储能示范项目。

6）超临界CAES技术

该技术于2009年中国科学院工程热物理所提出，主要是利用压缩空气在高压下处于超临界状态（T>132 K，P>3.79 MPa）的特性，充分结合蓄热和液态CAES技术的优势，具备高能量转化效率和高储能密度的优点。储能时，压缩机将空气压缩成高温、高压空气，通过蓄热换热器，将压缩热储存至蓄热介质中，空气冷却进入蓄冷换热器，将空气降温、液化，存储至低温储罐中；释能时，将低温储罐中释放的液态空气加压后，输送至蓄冷换热器，换热后空气升温至常温并气化，输送至蓄热换热器，对空气进一步加热升温，进入膨胀机做功^[7]。

2011年，中国科学院工程热物理研究所在北京建成15 kW样机，并在廊坊建成1.5 MW示范项目，系统效率达52.1%。

通过对CAES技术的分析，国内研究更侧重于非补燃式的技术路线。中国能建结合自身优势，创造性地提出“中国能建压缩空气储能电站系统解决方案”，即高压热水储热的“中温绝热压缩”技术路线以及低熔点熔盐+高压热水联合储热的“高温绝热压缩”技术路线。

1）“中温绝热压缩”技术路线

“中温绝热压缩”技术路线示意图如图2所示。储能过程中，空气经过过滤器进入压缩机，压缩机出口高温空气经过气-水换热器换热，冷水被加热至高温热水存储至高温热水罐中，换热后的空气经气液分离器分离后进入下一段压缩机。经过多段压缩、多段冷却后的空气储存至储气库中。随着压缩过程的不断进行，储气库内的压力逐步升高，压缩机末段排气压力也在不断升高。

图  2  中温绝热压缩技术路线示意图

Figure 2.  Schematic diagram of medium temperature adiabatic compression

释能过程中，储气库中的高压空气经过空气-水换热器进行换热，通过热水储罐中的热水与高压空气进行热交换，换热后的冷水储存在冷水罐中，加热后的空气进入透平做功。通过将压缩过程中的压缩热存储用于膨胀过程中高压空气的加热，冷水、热水在压缩和膨胀过程中循环使用。

2）“高温绝热压缩”技术路线

“高温绝热压缩”技术路线示意图如图3所示。储能过程中，空气经过过滤器进入压缩机，压缩机出口高温空气经过空气-熔盐换热器换热，低温熔盐被加热至高温熔盐存储至高温熔盐罐中，高温空气经过高温段换热后温度降低，降温后的压缩空气进入气-水换热器换热，冷水被加热至高温热水存储至高温热水罐中，换热后压缩空气的温度进一步降低，输送至气液分离器后进入下一段压缩机。经过多段压缩、多段冷却后的高压常温空气，储存至储气库。随着压缩过程的不断进行，储气库内的压力逐步升高，压缩机末段排气压力也在不断升高。

图  3  高温绝热压缩技术路线示意图

Figure 3.  Schematic diagram of high temperature adiabatic compression

释能过程中，储气库中的高压空气推动空气透平做功带动发电机发电。储气库中的高压空气首先经主调阀节流至额定压力或经补气阀补气，以维持透平稳定运行，提高透平做功能力。经过调整后的高压空气进入空气-水换热器，经过热水储罐中的热水对低温高压空气加热，换热后的水储存在冷罐中，在下一个压缩储能过程中循环使用。换热后高压空气加热至一定温度后，进入空气-熔盐换热器，经过高温熔盐储罐中的熔盐对高压空气进一步加热，经过换热后的高压空气转换为高温高压空气进入空气透平做功，换热后的熔盐进入冷熔盐罐进行存储，等待下一次储能压缩过程的进行。待空气膨胀到一定程度后，温度和压力皆有所降低，经过多次换热，高压空气完成多次升温和膨胀做功。

CAES关键技术主要包括系统集成及优化技术^[19]、主设备的选型及优化技术^[20]、多介质宽温域储热技术^[21]、地下储气库技术^[22-23]、数字化网储协调技术等^[24-25]。

1）系统集成化及优化技术：通过对两条工艺技术路线分析，对空气压缩子系统、膨胀发电子系统、储热子系统、储气子系统等进行全流程建模分析，研究各系统变量对电站技术、经济性的影响规律，分析各系统的能耗及㶲损失特点，提出优化方案，提高电站电-电转换效率。

2）主设备选型及优化技术：在压缩机方面，开展轴流压缩机、离心压缩机及其他形式的压缩机的研究，开发适用于大流量、高压力、高温度、变工况应用场景下的压缩机选型、配置方案、串并联形式等；在空气透平方面，开展多级膨胀中间再热、大比例补气等相关技术，开发适用于大容量、频繁启停等应用场景下的空气透平。

3）多介质宽温域储热技术：通过数值模拟和物模试验，分析高压气、水和气、熔盐瞬态传热特性，开展适用于工程化推广的高压热水储热系统、熔盐储热系统研究，开发大容量球形高压储热罐、新型翅片管式换热器，有效提升储换热效率，降低工程造价。

4）地下储气库技术：开展地下盐穴、地下人工硐室等储气技术研究，提供适用于不同项目的地下储气方案。在盐穴方面，实现了大型水平压裂井的利用，并提出超大口径注采井的方案；在人工硐室方面，开展了人工硐室选址、结构、密封、监测等方面的研究^[26]。

5）数字化网储协调技术：针对压缩空气储能电站频繁启停的特点，开展设备关键部件寿命分析，并根据压缩机组、空气透平发电机组运行特性，完成电站控制技术研究、仿真系统开发、智能电厂设计，实现了机组一键启停。

目前，围绕着“中温绝热压缩”和“高温绝热压缩”两条技术路线，中国能源建设集团已开展相关示范工程。

1）湖北某300 MW压缩空气储能电站示范工程

该工程采用中温绝热压缩技术路线，盐穴储气，储能时长8 h，释能时长5 h，年运行330 d。

2）甘肃某300 MW压缩空气储能电站示范工程

该工程采用高温绝热压缩技术路线，人工硐室储气，储能时长8 h，释能时长6 h，年运行330 d。

压缩空气储能具有储能容量大、建设周期短、运行寿命长、安全环保等诸多优点，有望成为未来大规模长时储能的解决方案之一，对于加快推进构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要意义。通过以上研究，得到以下结论和认识：

1）压缩空气储能技术路线多样化且较为成熟，装机规模由kW级向MW级，直至当前300 MW级规模发展，已进入商业化应用阶段，大批项目处于实施或设计阶段。针对压缩空气储能技术，详细分析了不同压缩空气储能技术的原理、优缺点及应用情况，以期为压缩空气储能技术的应用和实践提供技术思路。

2）中国能源建设集团提出“中国能建压缩空气储能电站系统解决方案”，即高压热水储热的“中温绝热压缩”技术路线以及低熔点熔盐+高压热水联合储热的“高温绝热压缩”技术路线，分析了不同技术路线的原理及当前的工程实践情况。

3）压缩空气储能未来朝着高效率和低成本方向发展，系统综合效率与各个子系统的效率密切相关，需要从压缩机、膨胀机、储换热装置等关键设备以及各设备集成方向综合研究。同时，随着压缩空气储能技术和设备的迭代优化，系统大规模产业化后的成本可降至5 000元/kW以下或1 200元/kWh以下，同抽水蓄能系统单位成本基本相当。

4）随着新能源的快速发展，大规模长时压缩空气储能成为关注的热点，但储能的成本回收模式尚未清晰，需综合考虑国家补偿和激励政策、技术创新机制等，促进国家加快完善新型储能价格机制，实现压缩空气储能健康发展。