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进展较快的大型压缩空气储能项目主要包括江苏金坛、河北张北、山西大同、湖北应城、山东泰安等。已投运项目最大单机60MW，可利用小时数小于5h，实际运行效率33%～60.2%；开展前期工作和在建的项目最大单机300MW，可利用小时数4～8h，设计冷-热-电综合利用效率70%～85%。中国压缩空气储能项目发展具备以下几个特点：
第一，非补燃压缩空气储能项目正处于初期商业化、规模化发展的关键阶段。通过研发示范，非补燃压缩空气储能关键设备、工艺流程、测控系统、地下储气等各项技术均得到有效发展。目前已有中国华能集团、中国长江三峡集团、中储国能公司、中国能建数科集团、国网山东电力公司等企业投资相关业务。各项目结合废弃巷道改造、多能源互补一体化等进行综合利用和设计，位于河北、山西、内蒙古、安徽、山东、湖北等地。已签约项目总装机达4000MW以上，预计未来2～5年投产。
第二，压缩空气储能项目调节性能较好。压缩空气储能电站在建单机容量达100MW，单机300MW设备正在研发，储能时长可达4h以上，调节响应时间为分钟级，初步具备与中小型抽水蓄能电站相当的调节能力和性能。与电化学储能相比，压缩空气储能具备单机规模大、储能时间长、电站寿命长、安全性更高的优势，调节性能也更适用于支撑可再生能源并网和电网辅助服务。
压缩空气储能效率有待进一步提高。目前压缩空气储能技术的电换电效率50%～65%、冷-热-电综合能源的利用效率70%～80%，转换效率仍相对较低、运行成本较高。由于压缩空气储能包括压缩、储气、蓄热/冷、回热/冷、膨胀发电等多个子系统，系统的储能发电效率与各个子系统的能量效率密切相关，需要进一步从工艺设计、设备选型及能源综合利用（图1.3-1）等方面深入研究提高转换效率的可能途径。
图1.3-1 能源综合利用
提高压缩空气储能效率的主要措施有：①合理确定压缩机和膨胀机级数，②充分换热，③减小压力损失，④提高系统匹配度，等等。