热力发电

项目	数值
大气压力/MPa	0.101
环境温度/℃	20.00
压缩机进口空气流量/（t·h^–1）	94.51
压缩比	8.31
压缩机等熵效率/%	88.00
储气压力/MPa	7.00
储能时间/h	6
电动机功率/MW	15
膨胀机进口空气流量/（t·h^–1）	189.02
膨胀比	7.01
膨胀机等熵效率/%	88.00
释气压力/MPa	5.000
释能时间/h	3
发电机功率/MW	20
循环效率/%	66.67

项目	数值
大气压力/MPa	0.101
环境温度/℃	20.00
压缩机进口空气流量/（t·h^–1）	94.51
压缩比	8.31
压缩机等熵效率/%	88.00
储气压力/MPa	7.00
储能时间/h	6
电动机功率/MW	15
膨胀机进口空气流量/（t·h^–1）	189.02
膨胀比	7.01
膨胀机等熵效率/%	88.00
释气压力/MPa	5.000
释能时间/h	3
发电机功率/MW	20
循环效率/%	66.67

项目	白天（50% THA）	夜晚（100% THA）
高温熔盐储罐	进口温度/℃	550.0
出口温度/℃	547.8	547.8
低温熔盐储罐	进口温度/℃	293.3
出口温度/℃	290.0	290.0
熔盐质量流量/（kg·s^–1）	280.31	560.62
主蒸汽	压力/MPa	14.00	14.00
温度/℃	540.6	540.6
质量流量/（kg·s^–1）	39.60	79.74
再热蒸汽	压力/MPa	2.75	2.75
温度/℃	540.6	540.6
质量流量/（kg·s^–1）	35.23	70.93
排汽	压力/MPa	0.01	0.01
温度/℃	45.8	45.8
质量流量/（kg·s^–1）	27.11	54.59
光热机组	总功率/MW	50.00	100.00
净功率/MW	45.30	90.60

项目	白天（50% THA）	夜晚（100% THA）
高温熔盐储罐	进口温度/℃	550.0
出口温度/℃	547.8	547.8
低温熔盐储罐	进口温度/℃	293.3
出口温度/℃	290.0	290.0
熔盐质量流量/（kg·s^–1）	280.31	560.62
主蒸汽	压力/MPa	14.00	14.00
温度/℃	540.6	540.6
质量流量/（kg·s^–1）	39.60	79.74
再热蒸汽	压力/MPa	2.75	2.75
温度/℃	540.6	540.6
质量流量/（kg·s^–1）	35.23	70.93
排汽	压力/MPa	0.01	0.01
温度/℃	45.8	45.8
质量流量/（kg·s^–1）	27.11	54.59
光热机组	总功率/MW	50.00	100.00
净功率/MW	45.30	90.60

项目	1号高加	2号高加	除氧器	4号低加	5号低加	6号低加
抽汽	压力/MPa	4.80	2.90	1.00	0.45	0.15	0.04
温度/℃	378.6	306.3	399.2	302.1	189.0	80.3
质量流量/（kg·s^–1）	1.29	7.51	3.84	4.04	3.74	2.89
给水&凝结水	进口温度/℃	230.3	182.5	146.2	109.7	74.2	45.9
出口温度/℃	237.8	230.3	179.9	146.2	109.7	74.2

项目	1号高加	2号高加	除氧器	4号低加	5号低加	6号低加
抽汽	压力/MPa	4.80	2.90	1.00	0.45	0.15	0.04
温度/℃	378.6	306.3	399.2	302.1	189.0	80.3
质量流量/（kg·s^–1）	1.29	7.51	3.84	4.04	3.74	2.89
给水&凝结水	进口温度/℃	230.3	182.5	146.2	109.7	74.2	45.9
出口温度/℃	237.8	230.3	179.9	146.2	109.7	74.2

组件	模型	描述
太阳能场	组件116	设置光学效率、总采光面积、热损失系数
熔盐储罐	组件118	设置熔盐储罐的温度和压力
预热器/蒸发器/过热器	组件55	设置流体入口温度和热交换末端温差流体
汽轮机	组件122	设置汽轮机各级进气压力、等熵效率和最终排气压力，机械效率为99.80%
回热器/除氧器	组件10	设置冷凝部分的上限温差和排水冷却器部分的下限温差
组件9
发电机	组件11	设置发电机的发电效率为99%
空冷岛	组件7	设置上限温差为5.0 ℃
压缩机	组件24	设置等熵效率为88%
换热器	组件55	设置流体入口温度和热交换末端温差流体
储气罐	组件118	设置储气罐的储气温度和储气压力
节流阀	组件14	设置流体节流前后的压力
膨胀机	组件6	设置等熵效率为88%

组件	模型	描述
太阳能场	组件116	设置光学效率、总采光面积、热损失系数
熔盐储罐	组件118	设置熔盐储罐的温度和压力
预热器/蒸发器/过热器	组件55	设置流体入口温度和热交换末端温差流体
汽轮机	组件122	设置汽轮机各级进气压力、等熵效率和最终排气压力，机械效率为99.80%
回热器/除氧器	组件10	设置冷凝部分的上限温差和排水冷却器部分的下限温差
组件9
发电机	组件11	设置发电机的发电效率为99%
空冷岛	组件7	设置上限温差为5.0 ℃
压缩机	组件24	设置等熵效率为88%
换热器	组件55	设置流体入口温度和热交换末端温差流体
储气罐	组件118	设置储气罐的储气温度和储气压力
节流阀	组件14	设置流体节流前后的压力
膨胀机	组件6	设置等熵效率为88%

项目	设计值	模拟值	误差/%
线性菲涅尔式光热电站^[14]	熔盐循环流量/（kg·s^–1）	281.51	280.31	–0.43
发电功率/MW	50	50	0
总效率/%	26.51	26.10	–1.52
压缩空气储能系统^[13]	电能输入功率/MW	15.00	15.05	0.33
储能时间/h	6	6	0
电能输出功率/MW	20.00	19.92	–0.40
释能时间/h	3	3	0
循环效率/%	66.67	66.13	–0.81

项目	设计值	模拟值	误差/%
线性菲涅尔式光热电站^[14]	熔盐循环流量/（kg·s^–1）	281.51	280.31	–0.43
发电功率/MW	50	50	0
总效率/%	26.51	26.10	–1.52
压缩空气储能系统^[13]	电能输入功率/MW	15.00	15.05	0.33
储能时间/h	6	6	0
电能输出功率/MW	20.00	19.92	–0.40
释能时间/h	3	3	0
循环效率/%	66.67	66.13	–0.81

组件	投资计算公式（单位：美元）	备注
压缩机^[24]	$C COM = 39.5 × m air 0.9 − η COM × π ln (π)$	m_air为进入压缩机的空气质量流量，kg/s；π为压缩比
换热器^[24]	$C HXs = C R (A HXs A R) 0.6$	A_HXs为换热面积，m²；C_R为定值100 m²；A_R为定值12 000
储气罐^[25]	C_AT=1.218×f_m×exp[2.631+1.367 3×(lnV_AT)-0.063 09×(lnV_AT)²]	f_m为定值1，V_AT为储气罐体积，m³
节流阀^[25]	C_TV=114.5×m	m为流经节流阀的空气质量流量，kg/s
膨胀机^[26]	$C EXP = (266.3 × m 0.92 − η) × ln (π) × (1 + e 0.036 T − 54.4)$	m为进入膨胀机的空气质量流量，kg/s；π为膨胀比；T膨胀机入口温度，℃
发电机^[26]	C_G=60×(1 000W)^0.95	W为发电机发电功率，MW

组件	投资计算公式（单位：美元）	备注
压缩机^[24]	$C COM = 39.5 × m air 0.9 − η COM × π ln (π)$	m_air为进入压缩机的空气质量流量，kg/s；π为压缩比
换热器^[24]	$C HXs = C R (A HXs A R) 0.6$	A_HXs为换热面积，m²；C_R为定值100 m²；A_R为定值12 000
储气罐^[25]	C_AT=1.218×f_m×exp[2.631+1.367 3×(lnV_AT)-0.063 09×(lnV_AT)²]	f_m为定值1，V_AT为储气罐体积，m³
节流阀^[25]	C_TV=114.5×m	m为流经节流阀的空气质量流量，kg/s
膨胀机^[26]	$C EXP = (266.3 × m 0.92 − η) × ln (π) × (1 + e 0.036 T − 54.4)$	m为进入膨胀机的空气质量流量，kg/s；π为膨胀比；T膨胀机入口温度，℃
发电机^[26]	C_G=60×(1 000W)^0.95	W为发电机发电功率，MW

项目	光热电站	集成系统
太阳辐射能量输入/MW	520.75	520.75
接收器接收到的热量/MW	384.54	384.54
熔盐吸收的热量/MW	352.74	352.74
储能过程50% THA
白天蒸汽发生系统吸收的热量/MW	114.90	114.90
汽轮机发电功率/MW	50.00	54.02
净发电功率/MW	45.30	48.94
压缩空气系统电能输入/MW		15
储能时间/h		6
释能过程100% THA
夜晚蒸汽发生系统吸收的热量/MW	231.35	231.35
汽轮机发电功率/MW	100	92.08
净发电/MW	90.60	83.42
压缩空气系统电能输出/MW		22.38
释能时间/h		3
系统性能评价指标
系统总效率/%	26.10	28.86
CAES系统循环效率/%		74.95
储能密度/（MJ·m^–3）		8.18

项目	光热电站	集成系统
太阳辐射能量输入/MW	520.75	520.75
接收器接收到的热量/MW	384.54	384.54
熔盐吸收的热量/MW	352.74	352.74
储能过程50% THA
白天蒸汽发生系统吸收的热量/MW	114.90	114.90
汽轮机发电功率/MW	50.00	54.02
净发电功率/MW	45.30	48.94
压缩空气系统电能输入/MW		15
储能时间/h		6
释能过程100% THA
夜晚蒸汽发生系统吸收的热量/MW	231.35	231.35
汽轮机发电功率/MW	100	92.08
净发电/MW	90.60	83.42
压缩空气系统电能输出/MW		22.38
释能时间/h		3
系统性能评价指标
系统总效率/%	26.10	28.86
CAES系统循环效率/%		74.95
储能密度/（MJ·m^–3）		8.18

项目	光热机组	集成系统
太阳能瞬时输入㶲/MW	486.25	486.25
空气瞬时输入㶲/MW		0.02
单位时间内总电能输入㶲/MW		15.00
单位时间内总电能输出㶲/MW	135.90	154.74
㶲效率/%	27.95	30.87

项目	光热机组	集成系统
太阳能瞬时输入㶲/MW	486.25	486.25
空气瞬时输入㶲/MW		0.02
单位时间内总电能输入㶲/MW		15.00
单位时间内总电能输出㶲/MW	135.90	154.74
㶲效率/%	27.95	30.87

项目	㶲值/（MW·h）	㶲效率/%
电能输入	90.00	43.45
空气输入	0.11	0.05
来自回热系统给水输入	16.66	8.05
熔盐输入	100.34	48.45
总输入	207.11	100
电能输出	67.14	32.41
传递至回热系统输出	30.53	14.74
熔盐输出	67.57	32.63
总输出	165.24	79.78

项目	㶲值/（MW·h）	㶲效率/%
电能输入	90.00	43.45
空气输入	0.11	0.05
来自回热系统给水输入	16.66	8.05
熔盐输入	100.34	48.45
总输入	207.11	100
电能输出	67.14	32.41
传递至回热系统输出	30.53	14.74
熔盐输出	67.57	32.63
总输出	165.24	79.78

项目	数值
新增CAES系统生命周期^[27]/a	建设阶段	1
运营阶段	25
年运行时间/d	300
贴现率^[27]/%	12
运行维护费用^[26]/%	6
峰值电价（07：00—09：00，17：00—23：00）^[28]/（元·（kW·h）^–1）	0.89
低谷电价（09：00—17：00）^[28]/（元·（kW·h）^–1）	0.19

项目	数值
新增CAES系统生命周期^[27]/a	建设阶段	1
运营阶段	25
年运行时间/d	300
贴现率^[27]/%	12
运行维护费用^[26]/%	6
峰值电价（07：00—09：00，17：00—23：00）^[28]/（元·（kW·h）^–1）	0.89
低谷电价（09：00—17：00）^[28]/（元·（kW·h）^–1）	0.19

项目	数值
总投资/万元	2 883.75
年度运行维护费用/万元	173.02
年度燃料成本/万元	519.75
年度总收入/万元	1 946.42
年度净利润/万元	1 253.65
动态投资回收期/a	4.42
净现值/万元	4 935.89

项目	数值
总投资/万元	2 883.75
年度运行维护费用/万元	173.02
年度燃料成本/万元	519.75
年度总收入/万元	1 946.42
年度净利润/万元	1 253.65
动态投资回收期/a	4.42
净现值/万元	4 935.89

光热电站与压缩空气储能集成系统性能分析

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张妙虎 ¹ , 李川江 ² , 韩洋 ² , 曹超 ³ , 薛康康 ³ , 吴昊 ³ , 史汪洋 ⁴ , 薛小军 ⁴

热力发电 | 储能技术研究 2026,55(6): 52-62

收起

热力发电 |储能技术研究 2026 , 55 (6) : 52 -62

光热电站与压缩空气储能集成系统性能分析

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张妙虎¹, 李川江², 韩洋², 曹超³, 薛康康³, 吴昊³, 史汪洋⁴, 薛小军⁴

作者信息

^1.大唐新疆发电有限公司，新疆乌鲁木齐 830501

^2.大唐哈密新能源有限公司，新疆哈密 839099

^3.中国大唐集团科学技术研究总院有限公司西北电力试验研究院，陕西西安 710016

^4.山西大学电力与建筑学院，山西太原 030006

通讯作者:

薛小军（1992），男，博士，副教授，主要研究方向为能源动力系统集成及其优化方面研究，xxj377547176@163.com。

作者简介:

张妙虎（1975），男，本科，高级工程师，主要研究方向为热能动力与工程，1753341000@qq.com。

Performance analysis of solar thermal power plant integrated with a compressed air energy storage system

Miaohu ZHANG¹, Chuanjiang LI², Yang HAN², Chao CAO³, Kangkang XUE³, Hao WU³, Wangyang SHI⁴, Xiaojun XUE⁴

Affiliations

^1.Datang Xinjiang Power Generation Co., Ltd., Urumqi 830501, China

^2.Datang Hami New Energy Co., Ltd., Hami 839099, China

^3.Northwest Electric Power Test and Research Institute of China Datang Corporation Science and Technology Research Institute Co., Ltd., Xi’an 710016, China

^4.School of Electric Power, Civil Engineering and Architecture, Shanxi University, Taiyuan 030006, China

出版时间: 2026-06-25 doi: 10.19666/j.rlfd.202507068

文章导航

摘要

收起

【目的】

压缩空气储能技术成熟、运行灵活，是一种很有前景的储能技术。为有效提高压缩空气储能系统的性能，提出了将其与光热电站耦合的集成系统。

【方法】

储能阶段，采用光热电站回热系统中的低温冷凝水冷却压缩机出口的高温压缩空气，从而回收利用压缩热。释能阶段，采用光热电站中的高温熔盐和高温给水梯级加热释放的压缩空气。通过系统集成，有效利用了压缩热，同时减少了原有压缩空气储能系统的蓄热设备。构建集成系统的热力学模型，并对所提出的耦合系统进行了能量分析、㶲分析和经济性分析，以评估系统性能。

【结果】

所提系统的往返效率和㶲效率达74.95%和79.78%，储能密度为8.18 MJ/m³；此外，该系统的动态投资回收期为4.42年，净现值为4 935.89万元。

【结论】

所提出的光热电站与压缩空气储能集成系统效率提升显著，具备良好的经济性，可为可再生能源耦合储能系统开发提供参考。

关键词

压缩空气储能 / 光热电站 / 系统集成 / 热力学分析 / 经济性分析

Abstract

收起

[Objective]

Compressed air energy storage technology is mature and flexible to operate, making it a highly promising energy storage solution. To effectively improve the performance of compressed air energy storage systems, this study proposes an integrated system that couples them with concentrated solar power (CSP) plants.

[Methods]

During the energy storage phase, low-temperature condensate from the solar thermal power plant’s regenerative system is used to cool the high-temperature compressed air at the compressor outlet, thereby recovering and reusing the compression heat. During the energy release phase, the compressed air is heated in stages using high-temperature molten salt and high-temperature feedwater from the CSP plant. Through system integration, the compression heat is effectively utilized, while simultaneously reducing the thermal storage equipment required in the original compressed air energy storage system. A thermodynamic model of the coupled system was constructed, and energy, exergy, and economic analyses were conducted on the proposed coupled system to evaluate its performance.

[Results]

The proposed system achieved a round trip efficiency of 74.95% and an exergy efficiency of 79.78%, with an energy storage density of 8.18 MJ/m³. Furthermore, the system’s dynamic payback period was 4.42 years，and its net present value was 49.358 9 million yuan.

[Conclusion]

The proposed integrated system of solar thermal power station and compressed air energy storage exhibits significant efficiency improvement and good economic performance, providing valuable reference for the development of renewable energy coupled energy storage systems.

Key words

compressed air energy storage / solar thermal power plant / system integration / thermodynamic analysis / economic analysis

引用本文

张妙虎, 李川江, 韩洋, 曹超, 薛康康, 吴昊, 史汪洋, 薛小军. 光热电站与压缩空气储能集成系统性能分析. 热力发电, 2026 , 55 (6) : 52 -62 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202507068

Miaohu ZHANG, Chuanjiang LI, Yang HAN, Chao CAO, Kangkang XUE, Hao WU, Wangyang SHI, Xiaojun XUE. Performance analysis of solar thermal power plant integrated with a compressed air energy storage system[J]. Thermal Power Generation, 2026 , 55 (6) : 52 -62 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202507068

正文

收起

在我国能源结构转型加速推进的背景下，以燃煤发电为主导的传统电力系统正面临供需匹配失衡与碳排放约束的双重压力^[1]。在此趋势下，构建以可再生能源为主导的新型电力系统架构，已成为我国能源行业的战略共识。作为全球可再生能源开发的引领者，中国截至2024年底的非化石能源装机规模（风电，太阳能发电及生物质发电等）达19.49亿千瓦^[2]。然而，新能源发电功率随环境变化波动，其大规模并网对电力系统安全稳定运行构成严峻威胁^[3]。储能技术通过在电力需求低谷时存储多余的电能，并在高峰时段释放，可有效缓解新能源发电的波动性和不连续性，提高电力系统的安全稳定运行^[4]。

在众多的储能技术当中，压缩空气储能因其储能容量大，投资成本低，设备寿命长，运行稳定可靠等优点受到了广泛关注^[5]。压缩空气储能系统通过压缩机在储能阶段压缩空气，在释能阶段则释放压缩空气在透平中膨胀做功并驱动发电机发电^[6]。然而，由于空气压缩和膨胀都会伴随着热能转移，这一部分热能损失导致其运行效率不高。

针对上述问题，许多学者提出将压缩空气储能系统与其他能源系统进行耦合，旨在有效利用压缩热，进而提高压缩空气储能系统的性能。刘旭等^[7]提出将压缩空气储能系统与热泵进行耦合，通过减少膨胀机排气余热浪费来提高系统效率，结果表明，耦合系统能量效率提升3.75%，㶲效率提高2.38%。王妍等^[8]提出了煤电机组与压缩空气储能系统耦合方案，研究成果显示，耦合后系统的运行效率提高了5%。Peng等人^[9]提出了压缩空气储能系统、有机朗肯循环和喷射器技术的集成系统，以提高系统的效率，结果表明，系统循环效率提高5.7%，㶲损失减少了16.7%。Hye等人^[10]提出了将压缩空气储能系统与燃气轮机进行耦合，在最佳情况下，集成系统的往返效率提高了2%。Roushenas等人^[11]提出将压缩空气储能系统与固体氧化物燃料电池-燃气轮机进行耦合，结果表明，系统往返效率提高了38%。Xue等人^[12]提出了将压缩空气储能系统与生物质发电系统相结合的耦合系统，储能子系统的循环效率提高了16.70%。

国内外学者已针对压缩空气储能系统与各类能源系统的集成展开了广泛探讨，然而，关于压缩空气储能系统与光热电站耦合运行的研究却相对匮乏。光热电站中存在熔盐储热和蒸汽循环2个子系统，其工质的温度范围较广，因此适合与压缩空气储能系统进行耦合。基于上述研究背景，为有效提升压缩空气储能系统的效率，同时消纳电网中光伏或风电等新能源，本研究提出了一种将线性菲涅尔式光热电站与压缩空气储能系统集成的方案；并基于所搭建的集成系统仿真模型，对集成系统进行了热力学分析和经济性分析。本文研究成果可为促进压缩空气储能技术发展提供新的思路。

1　光热电站与压缩空气储能系统集成系统描述

收起

1.1　压缩空气储能系统

本研究选取1个具有2级压缩和2级膨胀结构的压缩空气储能系统，系统示意如图1所示^[13]。

该系统由电动机、压缩机、换热器、储气罐、节流阀、膨胀机、蓄热罐和冷罐构成。储热介质选用66号导热油，系统主要运行参数详见表1。

在储能阶段，采用多余电能驱动压缩机，环境空气经2级压缩级间冷却，压力从0.101 MPa压缩至7.00 MPa。压缩过程产生的压缩热通过1号和2号换热器回收，储存于蓄热罐中，同时将冷却后的高压空气注入储气罐。在释能阶段，高压空气通过节流阀后以5 MPa的恒定压力释放，空气通过3号和4号换热器采用存储的压缩热提高温度，随后进入膨胀机做功并带动发电机发电。空气最终膨胀至0.101 MPa，释放到大气中。

1.2　光热电站

本文以线性菲涅尔式光热电站为研究对象，其系统如图2所示，其中，高压加热器简称高加，低压加热器简称低加，空气预热器简称空预器。该光热电站主要由聚光集热系统、高/低温双罐熔盐储热系统以及再热式蒸汽朗肯循环发电装置构成^[14]。在电站运行过程中，反射镜阵列将太阳辐射聚焦至集热器，以熔融太阳盐（60% NaNO₃和40% KNO₃）作为传热介质，实现介质温度从290 ℃至550 ℃的温升过程。双罐储热系统通过高温罐与低温罐内熔盐的热量存储和释放，实现热能的跨时段调控，并借助2级温度梯级换热装置，将集热器获取的热能传递至蒸汽动力循环系统。蒸汽循环发电系统包括高压缸、中压缸、低压缸、空冷岛及回热系统等，其中回热系统采用“两高三低一除氧”的配置。在日间辐照充足时段，储热系统同步进行充热和放热操作，维持发电机组50%额定出力；在夜间无光照阶段，依靠日间储存的热能来保障机组以100%额定功率稳定发电。线性菲涅尔式光热电站基本运行参数见表2，回热系统基本运行参数见表3。

1.3　集成系统

线性菲涅尔式光热电站与压缩空气储能系统集成的设计方案如图3所示。在储能阶段，利用光热机组凝结水作为冷却介质冷却高温压缩空气；在释能阶段，采用高温给水和熔盐加热压缩空气。通过与线性菲涅尔式光热电站的耦合，不仅充分利用压缩空气储能系统的压缩热提升系统效率，还能够省去原有蓄热设备，降低了系统的设备投资。

在实际运行过程中，2个子系统的联合运行规则如下。

1）在储能阶段，光热机组吸收太阳的热能，以50% THA负荷运行，同时多余热量存储于高温熔盐罐中。在此期间，压缩空气储能子系统采用1号和2号压缩机压缩空气，同时抽取光热机组凝结水泵出口的凝结水作为冷却介质，通过1号和2号换热器来冷却1号和2号压缩机出口的高温压缩空气。经换热升温后的凝结水汇入光热系统的4号低压加热器出口。

2）在释能阶段，光热机组利用存储于高温熔盐罐中的热量给汽轮发电机组供能，以100%THA负荷运行。压缩空气储能子系统释放的高压压缩空气首先通过节流阀以控制进入膨胀机的压力恒定；随后分别经过3号和4号换热器，以及5号和6号换热器进行梯级加热，从而提高进入膨胀机时的温度。其中，3号和5号换热器采用除氧器出口高温给水作为热源，4号和6号换热器采用蒸汽发生器出口高温熔盐作为高温工质。完成换热的给水与熔盐分别汇入至5号低压加热器出口和预热器出口。经过加热后的压缩空气分别进入1号膨胀机和2号膨胀机做功，并带动发电机发电，膨胀后的压缩空气则排入大气。

2　系统分析方法

收起

2.1　基本假设

为了实现对系统的准确模拟，并对系统进行多角度分析，提出以下假设^[15]：

1）空气被视为理想气体；

2）系统中的每个组件都能保持稳定运行；

3）大气空气温度为20 ℃，压力为1.01×10⁶ Pa；

4）太阳辐射输入能量不变；

5）忽略管道中的压降；

6）忽略工作流体动能和势能变化的影响。

2.2　集成系统建模

基于EBSILON软件，本文构建了压缩空气储能子系统、光热发电子系统以及集成系统的热力学模型。基于子系统模型，搭建集成系统的热力学模型如图4所示。表4列出了系统中主要组件的模型和关键参数^[16]。表5为2个子系统的模型验证结果，模型各项误差均小于2%，准确性较高，因此可用于系统研究。

2.3　评价指标

2.3.1　能量分析

耦合系统能量转换和储存过程会产生热损失、摩擦损失和机械损失，从而影响系统的整体性能。基于能量和质量守恒定律，本研究将压缩空气储能系统的循环效率、储能密度以及集成系统的整体效率作为系统评估的关键指标。

压缩空气储能系统循环效率（η_RTE）的定义为：压缩空气储能系统在释能阶段输出的电能与其在储能阶段电能输入的比值，计算公式如下^[17]：

η RTE = E CAES − out E CAES − in × 100 % = (P ch − out − P CSP − out) × t ch + (P dch − out − P CSP − out) × t dch P CAES − COM × t ch × 100 %

(1)

式中：E_CAES-in和E_CAES-out分别代表压缩空气储能系统电能输入和输出，MW·h；P_ch-out和P_disch-out分别代表集成系统在储能和释能过程的电能输出功率，MW；P_CSP-out为线性菲涅尔式光热电站的电能输出功率，MW；P_COM-in为压缩机的耗功，MW；t_ch和t_disch分别代表储能和释能时间，h。

储能密度（ρ_ESD）指储气罐中单位体积压缩空气所能释放的能量，计算公式如下^[17]：

ρ ESD = E CAES − out V AT

(2)

式中：V_AT为储气罐体积，m³。

集成系统的总循环效率（η_tot）计算公式为^[18]：

η tot = P ST ⋅ (t 50 % THA + t 100 % THA) + P EXP ⋅ t disch Q ˙ solar ⋅ t solar + P COM ⋅ t ch

(3)

式中：P_ST为光热机组的总输出功率，MW；

Q ˙ solar

为太阳能辐射能，MW；t_50%THA和t_100%THA分别为光热机组在50%THA工况和100%THA工况下的运行时间，h；t_solar为日间太阳光辐射时长，h。

2.3.2　㶲分析

㶲分析可用于揭示系统内能量的品质和可利用程度，从而指导系统优化。本研究依据热力学第二定律，对集成系统和压缩空气储能子系统各部件进行㶲分析。选用压缩空气储能系统㶲效率和集成系统总㶲效率作为评估指标，从而为集成系统优化提供理论依据。

集成后压缩空气储能子系统的㶲效率（η_Ex，CAES）计算公式为^[19]：

η Ex,CAES = E xout − CAES E xin − CAES

(4)

式中：E_xin-CAES和E_xout-CAES分别代表系统输入㶲和输出㶲，MW·h。

空气、给水和蒸汽的㶲值计算公式如下^[20]：

E x = q m [(h − h 0) − T 0 (s − s 0)]

(5)

式中：q_m代表质量流量，kg/s；h和h₀分别代表工作流体于工作和环境状态下的焓值，kJ/kg；T₀代表流体在环境状态对应的温度，K；s和s₀分别代表流体在工作和环境状态下的熵值，kJ/（kg·K）。

此外，熔盐的㶲值计算公式为^[21]：

E xms = m ms c p, ms (T ms − T − T 0 ln T ms T 0)

(6)

式中：m_ms为熔盐的质量流量，kg/s；c_p，ms为熔盐的恒压比热容，kJ/（kg K）；T_ms为熔盐的温度，K。

整个耦合系统的㶲效率（η_Ex）计算公式如下^[21]：

η Ex = E xout − ele E xin − Solar + E xin − air + E xin − ele

(7)

E xin − Solar = Q solar × (1 − T 0 / T *)

(8)

式中：E_xin-Solar为太阳能总的输入㶲，MW；E_xout-ele为耦合系统总的电能输出㶲，MW；T^*为作为放热源的太阳表面温度，取4 500 K。

2.3.3　经济性分析

在经济分析中，假设在现有的光热电站中新增压缩空气储能子系统。项目主要投资为新增压缩空气储能系统各组件投资，其计算方法见表6^[21-26]。

3　结果分析与讨论

收起

压缩空气储能子系统主要通过在用电低谷时段储存电力和在用电高峰时段释放电力，利用分时电价差来实现盈利。本研究以中国青海省的分时电价为计算基础^[27-28]，选择动态投资回收期（DPP）和净现值（NPV）作为评价指标，分析系统经济性能。动态投资回收期指项目净收益收回总投资所需的时间；净现值指从投资期开始，项目整个生命周期内每年净现金流量的现值之和。计算公式如下^[22]：

∑ k = 1 DPP C in − C out (1 + r dis) k = 0

(9)

NPV = ∑ k = 1 n C in − C out (1 + r dis) k

(10)

式中：C_in和C_out分别代表第k年对应的现金流入和现金流出，元；n表示系统生命周期，年；r_dis为贴现率，%。

新增压缩空气储能系统总投资TIC为各部件投资总和，计算公式如下：

TIC = ∑ C x

(11)

式中：C_x为各设备投资成本，元。

为确保新增的压缩空气储能系统长期稳定运行，年度总成本ATC包括运营维护成本C_O&M和燃料成本C_fuel，计算公式为^[23]：

ATC = C O&M + C fuel

(12)

年度运行维护成本计算公式为^[23]：

C O&M = α ⋅ TIC

(13)

式中：α为系统的运行维护成本比率。

年度燃料费用计算公式为^[23]：

C fuel = t ch × P CAES − COM × C valley × D op

(14)

式中：C_valley为谷值电价，元；D_op为系统运行天数，天；P_CAES-COM为压缩机输入功率，MW。

年度总收入计算公式如下^[23]：

ATI = t ch × (P ch − out − P CSP − out) × C valley × D op + t dch × (P dch − out − P CSP − out) × C peak × D op

(15)

式中：C_peak为峰值电价，元；P_ch-out为集成系统在储能阶段的总输出功率，MW；P_dch-out为集成系统在释能阶段的总输出功率，MW。

年度总利润ATP计算公式为^[23]：

ATP=ATI − ATC

(16)

3.1　能量分析

控制储能与释能过程中熔盐向汽轮机发电系统传递的能量恒定，研究集成前后系统的发电功率变化情况，典型日分析结果见表7。在典型日光热电站日间运行期间，反射镜接收太阳辐射热量520.75 MW，其中384.54 MW的热量传递至集热管，随后熔盐吸收352.75 MW热量并储存于高温熔盐储罐。日间机组以50%额定负荷运行，熔盐向汽轮机发电系统传递热量114.90 MW，对应发电功率为50 MW；夜间依靠储能以100%额定负荷运行，熔盐向汽轮机发电系统传递热量增至231.35 MW，发电功率达100 MW。整个光热发电机组的系统效率为26.10%。

对于集成系统，在6 h储能过程中（日间），压缩空气储能系统电能输入15 MW，光热机组因回收压缩热使发电量提升至54.02 MW，较独立运行时增加4.02 MW。在3 h的释能过程中（夜间），压缩空气储能系统电力输出22.38 MW，期间因部分高温给水和熔盐被用于加热高压空气，光热机组发电功率减少至92.08 MW。综合而言，典型日耦合系统在日间净发电功率为48.94 MW，在夜间净发电功率为83.41 MW；集成系统总效率达28.86%，较原光热电站提升2.76%；此外，集成后压缩空气储能系统循环效率为74.95%，较独立运行时提高8.28%，储能密度为8.18 MJ/m³。

为了直观展示各子系统之间的能量流情况，图5给出了集成系统在储能和释能过程中的能量流动示意。储能阶段，压缩空气储能子系统向回热系统传递了14.10 MW的压缩热，同时将1.11 MW的能量以高压空气形式储存于储气罐，能量损失为0.30 MW。释能阶段，高温熔盐向压缩空气储能系统传递13.07 MW热量，高温给水向压缩空气储能系统传递11.32 MW热量，共同用于加热膨胀机入口的高压空气。

3.2　㶲分析

集成系统的㶲分析结果详见表8。分析表明：太阳能瞬时输入㶲在系统集成前后保持恒定，为486.25 MW；独立光热机组的电能瞬时输出㶲为135.90 MW，系统㶲效率为27.95%；集成系统空气瞬时输入㶲为0.02 MW，电能瞬时空气输入㶲为15.00 MW，同时系统在单位时间内总的输出㶲增长至154.74 MW，集成后耦合系统㶲效率达30.87%，提升了2.92%。

对集成后的压缩空气储能子系统进行了㶲分析，结果见表9。在6 h的储能过程中，系统输入总㶲值为207.11 MW·h，包括电能输入㶲（90.00 MW·h）、空气输入㶲（0.11 MW·h）、给水输入㶲（16.66 MW·h）和熔盐输入㶲（100.34 MW·h）。在3 h的释能过程中，系统输出总㶲值为165.24 MW·h，包括电能输出㶲（67.14 MW·h）、传递至回热系统的输出㶲（30.53 MW·h）和熔盐输出㶲（67.57 MW·h）。压缩空气储能子系统的㶲效率为79.78%。

图6给出了压缩空气储能子系统中各部件㶲损情况，可以看出节流阀的㶲损占比最大，其次是4号和6号换热器。在进行系统优化时，可考虑对这些关键部件进行优化。

3.3　经济性分析

新增压缩空气储能子系统经济性分析基本参数如表10所示。可以看出，压缩空气储能系统的建设周期为1年，运行周期为25年，年运行时间为300天，贴现率为12%。系统的运行维护费用取设备投资成本的6%。峰值电价为0.89元/（kW·h），低谷电价为0.19元/（kW·h）。

表11展示了新增压缩空气储能系统的经济分析结果。根据数据，设备总投资为2 883.75万元，为确保系统稳定安全运行，每年的维护支出为173.02万元。此外，年度燃料成本为519.75万元，售电年度总收入为1 946.42万元，年度净利润为1 253.65万元。该系统从投资到成本回收周期为4.42年，项目全生命周期内净现值达4 935.89万元。分析结果表明，新增的压缩空气储能系统经济效益显著。

3.4　敏感性分析

3.4.1　环境温度

图7展示了环境温度变化对压缩空气储能系统性能的影响。分析结果表明，当环境温度从零升高至40 ℃时，压缩空气储能系统的电能输入从87.08 MW·h增大到92.91 MW·h。这是由于环境温度升高会导致空气密度降低，在压缩相同质量流量的空气时，所需压缩的空气体积更大，进而致使压缩机耗功增加，同时，给水传递的热量也将压缩空气储能系统的电能输出从65.92 MW·h提高到68.87 MW·h。随着环境温度的升高，压缩空气储能系统的循环效率从75.70%下降至74.13%，㶲效率从79.87%降至79.69%。可以看出，当压缩空气储能系统在低温环境下运行时，系统的性能更佳。

3.4.2　储气压力

图8展示了储气压力变化对压缩空气储能系统性能的影响。在释气压力恒定条件下，储气压力由6.20 MPa增加到7.80 MPa时，压缩空气储能系统的电能输入从86.51 MW·h增加到93.21 MW·h，电能输出从66.57 MW·h增加到68.28 MW·h，系统循环效率从76.95%降至73.25%，㶲效率从80.48%降至79.16 %。这是由于储存压力的升高导致压缩机的压力比相应增加，从而消耗更多的电能来压缩相同质量的空气，压缩机压力比的增加会导致压缩机出口温度升高。这会导致更多的压缩热输送到给水，进而导致膨胀机功率输出的增加。

4　结论

收起

为了有效提高压缩空气储能系统的性能，本文提出一种将压缩空气储能系统与光热电站集成的新型能源系统。对所提出的系统进行了热力学建模，并从能量、㶲和经济性3个方面评估了集成新型能源系统方案的性能，结论如下。

1）能量分析结果表明，集成后压缩空气储能子系统的往返效率为74.95%，较单一系统提升8.28%，储能密度可达8.18 MJ/m³。另外，集成系统的总效率可达28.86%，相比光热电站提高了2.76%。

2）㶲分析结果表明，集成后耦合系统㶲效率为30.87%，提高了2.92%。此外，压缩空气储能子系统的㶲效率为79.78%，其中，节流阀的㶲损占比最大，其次是4号和6号换热器。

3）经济性分析结果表明，新增压缩空气储能系统的设备投资为2 883.75万元，动态投资回收期为4.42年，净现值为4 935.89万元，表明本文提出的耦合方案具有良好的经济效益。

基金

收起

国家自然科学基金青年科学基金项目(52406019)
山西省基础研究计划资助项目(202403021212327)

参考文献

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文献

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2026年第55卷第6期

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doi: 10.19666/j.rlfd.202507068

接收时间：2025-07-24
首发时间：2026-08-14
出版时间：2026-06-25

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出版历史

收稿日期：2025-07-24
修回日期：2025-12-26
录用日期：2026-01-13

基金

National Natural Science Foundation of China(52406019)

国家自然科学基金青年科学基金项目(52406019)

Fundamental Research Program of Shanxi Province(202403021212327)

山西省基础研究计划资助项目(202403021212327)

作者信息

^1.大唐新疆发电有限公司，新疆乌鲁木齐 830501

^2.大唐哈密新能源有限公司，新疆哈密 839099

^3.中国大唐集团科学技术研究总院有限公司西北电力试验研究院，陕西西安 710016

^4.山西大学电力与建筑学院，山西太原 030006

通讯作者:

薛小军（1992），男，博士，副教授，主要研究方向为能源动力系统集成及其优化方面研究，xxj377547176@163.com。

参考文献

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https://castjournals.cast.org.cn/joweb/rlfd/CN/10.19666/j.rlfd.202507068

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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