蘇要港，吳曉南，廖柏睿，李 爽

（1西南石油大學土木工程與測繪學院，四川 成都610500；2西南石油大學工程學院，四川 南充637000）

隨著社會的發(fā)展和經濟水平的提高，電能的需求量日益增加。目前我國發(fā)電比例最大的是基于煤、天然氣等化石能源燃燒的火力發(fā)電技術[1]。但化石燃料燃燒排放的污染物對環(huán)境造成了極大的破壞[2]。因此，可再生能源的開發(fā)和利用變得非常迫切。然而，以風能和太陽能為主的可再生能源具有間歇性和波動性的特點，且用戶的電力需求同樣是隨時間波動的，這給電網的正常運行帶來非常不利的影響。儲能技術作為一種將富余電能轉換為其他能量進行存儲的技術，為解決這一問題提供了重要的方法[3]。它是能源供需管理的一項關鍵技術[4]。

液化空氣儲能(liquefied air energy storage，LAES)由于具有能量密度大、運行壽命長、不受嚴格管理限制和低投資成本[5-9]等優(yōu)點，備受關注。但常規(guī)LAES系統缺乏冷源降低壓縮機功耗，其循環(huán)效率較低(50%～60%)。因此，可以嘗試將合適的冷源引入LAES系統，用來降低壓縮機進口空氣的溫度，從而減少壓縮機的功耗，提升儲能系統的循環(huán)效率。

另一方面，2020 年中國液化天然氣進口量達到6713萬噸，同比增長11.5%[10]。在接收終端，液化天然氣必須氣化升溫后才能供用戶使用[11]。LNG從進口溫度-162 ℃升至常溫會釋放出約830 kJ/kg的冷能。如果冷能被合理回收利用，將會帶來極大的環(huán)境效益和經濟效益。目前研究最多的LNG 冷能利用方式是發(fā)電。Dutta 等[12]將LNG 直接膨脹和ORC結合起來，選擇多種ORC工質，以提高能源利用率和?效率。Choi等[13]提出了5種利用LNG冷能進行發(fā)電的工藝配置，研究了關鍵參數對其性能的影響。Ferreira 等[14]通過遺傳算法進行多目標優(yōu)化，以尋求ORC 的最優(yōu)工作流體，提高系統的凈功率輸出。Gómez 等[15]對閉式布雷頓循環(huán)與氦氣、蒸汽朗肯循環(huán)與二氧化碳以及燃料燃燒的組合系統進行了熱力學分析，研究了關鍵參數對系統效率的影響。由上可知，學者的研究重點是LNG 冷能利用系統的能量利用率和發(fā)電性能，鮮有學者考慮能源的供需。雖然發(fā)電是一種從液化天然氣中回收冷能的有效途徑，但LNG 冷能直接用來發(fā)電，冷能利用率較低、發(fā)電量較小且系統連續(xù)發(fā)電并不能應對用戶波動的用電需求。因此，可以對LNG 連續(xù)氣化釋放的冷能進行存儲，再根據用戶的電力需求靈活釋能發(fā)電，這對于能源電網來說是一種更有效的方法。

綜上所述，鑒于常規(guī)的液化空氣儲能系統循環(huán)效率低、實用價值不高以及利用LNG 冷能進行連續(xù)發(fā)電的方式不能應對電力的供需不平衡問題，本研究構建一種耦合LNG冷能和ORC的新型液化空氣儲能系統。該系統可以連續(xù)地儲存能量(LNG 冷能)，靈活地釋放能量，且對LNG 冷能進行最大限度的梯級利用。建立該系統的循環(huán)效率模型和?效率模型，對系統的循環(huán)效率和?效率進行分析，分析結果可為進一步改善儲能系統的性能提供理論依據。最后針對浙江寧波LNG 接收站的LNG 年氣化量、該地區(qū)每日電力峰谷價格，對系統進行經濟性評估，為LNG冷能用于電力調峰的工業(yè)應用提供參考。

1 系統流程概述

以LNG 為冷源、海水為熱源的液態(tài)空氣儲能系統由液化空氣儲能過程、液態(tài)空氣釋能過程和有機朗肯循環(huán)等模塊組成。系統有兩種運行模式，即儲能模式和釋能模式。

在用電低谷期，系統運行儲能模式，如圖1所示。首先，泵P1將常壓LNG加壓至7.51 MPa。電網富余的電能驅動三級空氣壓縮機，空氣經帶有級間冷卻的三級壓縮過程升壓，同時LNG 和液態(tài)丙烷依次經過4個換熱器回收壓縮熱，使壓縮空氣液化，此時的空氣經過一系列壓縮冷卻后，送入冷箱進一步冷卻，達到一定參數后，經J-T 閥節(jié)流液化，最后常壓空氣經過氣液分離器分離，液態(tài)空氣儲存在液態(tài)空氣儲罐中；從換熱器HX4排出的低溫天然氣進入換熱器HX5與有機朗肯循環(huán)工質(ORC)進行換熱，再次升溫的低溫天然氣進入換熱器HX6液化數據中心冷卻劑。最后，低溫天然氣進入海水加熱器升溫至288 K，流出系統。

圖1 儲能過程系統結構示意圖Fig.1 Structure diagram for energy storage process

在用電高峰期，系統運行釋能模式，如圖2所示。儲存在儲罐中的液態(tài)空氣經低溫泵升壓后，高壓液態(tài)空氣首先經過氣化換熱器加熱至接近環(huán)境溫度，此時蓄冷劑回收了液態(tài)空氣的部分冷能，并儲存在蓄冷裝置中以便在儲能過程中用于冷卻壓縮空氣。高壓空氣最后進入四級膨脹機做功，驅動發(fā)電機發(fā)電，最終達到削峰填谷的目的。與此同時，LNG氣化釋放的高品位冷能則經過4個換熱器被丙烷回收存儲，從換熱器HX4排出的低溫天然氣流向與儲能模式相同。需要注意的是，在釋能發(fā)電過程中，液態(tài)空氣儲罐需打開自穩(wěn)壓裝置，維持內部壓力恒定[1]。

圖2 釋能過程系統結構示意圖Fig.2 Structure diagram for energy release process

該系統最大的特點在于：①它將LNG 全天候連續(xù)釋放的冷能和儲能系統進行結合，在不同時間段的兩種運行模式可以有效應對電網的負荷波動；②LNG的冷能用于降低壓縮機的工作溫度，減少了壓縮過程中所消耗的機械功，提高了儲能系統的循環(huán)效率；③LNG高品位的冷能用來液化空氣或者液化丙烷，中品位的冷能用于ORC，低品位冷能用于液化數據中心冷卻劑，冷能梯級利用的方式，可減少能量損失，并減少LNG 氣化升溫過程中所使用的海水量。

2 基本參數設定與模型分析

2.1 基本參數設定

系統采用Aspen HYSYS 進行建模和穩(wěn)態(tài)計算，采用Peng-Robinson 狀態(tài)方程進行物性計算[16]，并進行以下假設：①系統在儲能模式和釋能模式下均處于穩(wěn)態(tài)；②換熱器和海水加熱器的相對壓降設置為1%，管道壓降忽略不計；③LNG 的組成為甲烷91.15%、乙烷5.55%、丙烷2.16%、正丁烷0.51%、異丁烷0.51%和氮氣0.12%[17]；④ORC的工質為丙烷；⑤忽略低溫儲罐的冷能損失。表1總結了系統計算過程中所需的基本參數。

表1 系統計算的基本參數Table 1 Basic parameters of system calculation

2.2 模型分析

2.2.1 循環(huán)效率模型分析

在本系統研究中，循環(huán)效率(RT)定義為釋放空氣能量產生的凈輸出電功率除以液化空氣消耗的凈輸入電功率。膨脹機(Tur)、壓縮機(Comp)和泵(Pump)的輸出或輸入功率計算公式如下

在液化空氣儲能階段，系統的總輸入電功率計算公式如下

2.2.3 經濟性模型分析

使用凈現值法對該系統工藝進行經濟性評估。年收益是用戶用電高峰期的電價、系統釋能階段的發(fā)電功率和工作時長的乘積。年運行成本包括維修成本和耗電成本，每年的維修成本按總資本成本的3%計算，耗電成本是用戶用電低谷期的電價、系統儲能階段耗電功率和工作時長的乘積。

年收益(REV)計算公式如下

3 結果與分析

經過Aspen HYSYS 模擬，系統中LNG(序號1～9)和空氣(序號10～30)各狀態(tài)點的關鍵參數如表2 所示。在本系統中，LNG 依次與空氣、ORC和數據中心冷卻劑進行換熱，換熱曲線如圖3所示，LNG氣化至288 K釋放的總冷量達到216.70 kW。

圖3 冷熱流換熱曲線圖Fig.3 Heat transfer curve of hot and cold flow

表2 系統中LNG和空氣的關鍵參數Table 2 Key parameters for LNG and air in the system

在LNG氣化的低溫范圍(111～192 K)，釋放的冷量為143.41 kW，占總冷量的66.18%，該部分冷量被LAES 吸收。如圖3(a)所示，液化空氣的冷源來自于LNG 和液態(tài)丙烷的冷能兩部分，液態(tài)丙烷冷能在相對較高的溫度下使用(編號37～41)，LNG冷能在相對較低的溫度下使用(編號2～6)，空氣主要通過與LNG 進行換熱而液化。如圖3(b)所示，在LNG 氣化的中溫范圍(192～230 K)，ORC吸收LNG 的冷量為56.28 kW，占總冷量的25.97%，由圖可知，ORC工質的冷凝降溫曲線(編號42～46)與LNG的氣化升溫曲線(編號6、7)之間的距離明顯小于空氣與LNG換熱曲線之間的距離，故此次換熱能夠高效地利用LNG 冷能。最后，在LNG氣化的高溫范圍(230～248 K)，數據中心冷卻劑的液化過程吸收LNG的冷量為9.36 kW，占總冷量的4.32%。系統對LNG 的冷能梯級利用，能夠減少能量浪費，增加能量利用率。

3.1 循環(huán)效率分析

循環(huán)效率是評價儲能系統最重要的指標之一，常規(guī)的大型儲能系統循環(huán)效率一般不超過75%[18]。而當儲能系統引入外部能量時，循環(huán)效率則可能會超過100%。循環(huán)效率越高，儲能系統輸出的凈功率越大，儲能項目帶給客戶的收益越高。經模擬計算，系統中泵、壓縮機和膨脹機的性能參數如表3所示。在儲能過程中，泵P1、P3 和壓縮機組(Comp1、Comp2 和Comp3)的耗電功率共計175.65 kW，膨脹機Tur5 的發(fā)電功率共計22.46 kW，凈耗電功率為153.19 kW。在釋能過程中，泵P1、P2和P3的耗電功率共計20.73 kW，膨脹機組(Tur1、Tur2、Tur3、Tur4 和Tur5)的發(fā)電功率共計189.55 kW，凈發(fā)電功率為168.82 kW。由此計算，該新型液化空氣儲能系統的循環(huán)效率為110.20%。相對于傳統的儲能系統，該系統不僅接收電網的富余電力，還接收LNG 的冷量來存儲能量，因此該系統的循環(huán)效率大于100%。

表3 泵、壓縮機和膨脹機性能參數Table 3 Performance parameters of pump、compressor and expander

由于使用丙烷儲罐作為中間存儲器，該系統的能量儲存和釋放具有靈活性，可根據用戶的用電需求靈活釋能發(fā)電。表4總結了本研究與最近研究成果(耦合LNG冷能的液態(tài)空氣儲能系統)循環(huán)效率之間的比較。結果表明，該系統的循環(huán)效率高于近期研究成果，提高了儲能系統的實用價值。

表4 本研究與最近研究成果之間的循環(huán)效率比較Table 4 Comparison of round trip efficiency between this study and recent research results

3.2 ?效率分析

3.2.1 ?流分析

LNG 氣化過程的?流程圖，如圖4 所示。在儲能模式下，泵P1 將2.41 kW 的有效能傳遞給常壓LNG 使其增壓至7.51 MPa，高壓的LNG 將143.41 kW 冷能用于空氣液化、56.28 kW 冷能用于ORC、9.36 kW 冷能通過換熱器HX6 用來液化數據中心冷卻劑，最后低溫天然氣通過海水加熱器升溫至288 K排出系統。在釋能模式下，LNG也在不斷氣化釋放冷能，在儲能模式下用來液化空氣的LNG 高品位的冷能，此時被丙烷回收，其余LNG冷能利用過程與儲能模式相同。

圖4 LNG氣化過程?流圖：(a)儲能模式；(b)釋能模式Fig.4 Exergy flow diagram of LNG regasification:(a)energy storage process and(b)energy release process

空氣液化和氣化過程中的?流程圖，如圖5所示。在儲能模式下，常溫常壓的空氣利用143.41 kW的LNG 冷能、122.16 kW 的液態(tài)丙烷冷能和164.78 kW 電能變成高壓低溫空氣。4 個多股物流換熱器的?損失87.66 kW，三個壓縮機的?損失為23.90 kW。隨后高壓低溫空氣進入冷箱，經蓄冷裝置進一步冷卻，最后通過J-T 閥液化存儲在常壓低溫儲罐中。在釋能模式下，泵P2 將4.70 kW的有效能傳遞給液態(tài)空氣使其增壓，高壓液態(tài)空氣的冷能首先被蓄冷裝置回收，經蓄冷裝置換熱后，高壓低溫空氣進入四級膨脹機組發(fā)電。氣化換熱器、膨脹機組的有效能損失分別為36.22 kW、33.77 kW，海水帶走的有效能為28.53 kW。

圖5 空氣液化和氣化過程?流圖：(a)儲能模式；(b)釋能模式Fig.5 Exergy flow diagram of air liquefaction and regasification:(a)energy storage process and(b)energy release process

3.2.2 ?損分析

系統中泵、壓縮機和膨脹機的?損失大小及?效率如表5 所示，各設備?損失占比如圖6 所示。系統總?損失為667.01 kW，海水加熱器?損失最多，占總?損的56.20%。這因為在海水加熱器中，海水帶走了低溫工質釋放的冷能，造成了大量的有效能損失，可以通過優(yōu)化操作條件或使用額外的冷能回收工藝，回收更多的冷量。由于冷熱流(LNG和空氣、LNG與ORC工質、LNG與數據中心冷卻劑)之間的傳熱溫差，換熱器(4個多股物流換熱器、冷箱和氣化換熱器)的?損占比為214.57 kW，占總?損的32.17%。三臺空氣壓縮機輸入的有效能為164.78 kW，但由于LNG 對熱空氣進行了級間冷卻，使空氣壓縮機能耗和?損失降低，故三臺空氣壓縮機的?損失也僅為26.89 kW，占比為4.03%，每臺壓縮機的?效率都在80%以上。

圖6 系統各設備的?損比例圖Fig.6 Exergy loss percentage for each equipment in the system

表5 泵、壓縮機和膨脹機?損及?效率Table 5 Exergy loss and exergy efficiency for pump、turbine and compressor

系統中輸入的有效能包括LNG 冷?、泵和壓縮機輸入的電能，共計399.80 kW。輸出的有效能包括液態(tài)空氣釋能發(fā)電系統的膨脹功及ORC 的膨脹功和數據中心冷卻劑的液化，共計238.72 kW。因此，系統的總?效率為59.71%，較常規(guī)液化空氣儲能系統提高約10%。

3.3 經濟性評估

3.3.1 凈現值分析

建設一個儲能項目需要大量設備和人力，若項目運行的總成本超過其潛在的利潤，則在經濟上是不可取的。Aspen HYSYS 軟件可以根據工藝的操作條件得出設備的尺寸和成本，Aspen Process Economic Analyzer 模塊則可以分析得出設備的資本成本[17]。資本成本包括設備采購成本和安裝成本，根據Aspen HYSYS 軟件計算，該系統設計階段各個設備的資本成本如表6所示，總額為13860.48萬元。根據浙江寧波LNG 接收站地區(qū)大工業(yè)用戶電價政策，每日不同時段采用不同的電價，峰時電價和峰谷電價分別為0.8656、0.3536 元/kWh。經濟性評估假設如表7所示，經濟評估是基于一個概念設計，如果是建設一個試驗或商業(yè)工廠，則應該考慮更多的參數[24]。

表6 系統中各個設備的資本成本Table 6 Capital cost for each equipment in the system

表7 經濟評估假設Table 7 Economic evaluation assumptions

需要注意的是，LNG氣化釋冷的過程是全天候連續(xù)進行的，ORC 系統同樣是24 h 連續(xù)工作。因此在儲能時段，ORC 系統可為三臺壓縮機提供部分電能。在釋能時段，ORC 系統和液態(tài)空氣釋能系統共同發(fā)電。另外，LNG 和ORC 系統提供給數據中心的冷量為11.91 kW，根據制冷能效比為5計算[25]，則能夠為數據中心節(jié)約2.38 kW 的電能，全年節(jié)電量為20848.8 kWh，該電能同樣能夠作為項目收益的一部分。

儲能系統通過每日的電價差和數據中心制冷的節(jié)電量進行套利。本工作模擬流入系統的LNG 質量流量為0.5 kg/s，等同于15768 噸的年氣化量，而浙江寧波LNG 接收站的年氣化設計量為300 萬噸。故將LNG 質量流量從模擬條件的15768 噸增加至300 萬噸，系統中ORC、空氣和丙烷的質量流量按同樣比例增加，故儲能系統的每日耗電量、發(fā)電量和數據中心制冷的節(jié)電量均按比例增加。

采用凈現值法進行經濟性分析的結果如圖7所示，該項目的凈現值為51909.20萬元，通過1.75年就可以收回初始投資成本。項目總運營成本為123245.33萬元，包括耗電費用和維護費用，所占比例分別為91.57%、8.43%?？偸找鏋?10483.93 萬元，包括用電高峰期電能的銷售費用和數據中心制冷的節(jié)電量費用，所占比例分別為98.05%、1.95%。

圖7 凈現值分析結果Fig.7 NPV analysis results

3.3.2 敏感性分析

峰時電價、峰谷電價、稅率、折現率和每日用電高峰時長等參數，根據不同地區(qū)的政策差異，可能會有不同。為了說明主要參數對經濟結果的影響，選取5個參數作為影響凈現值的主要因素，進行敏感性分析。5 個參數分別為峰時電價、非峰時電價、稅率、折現率和資本成本，各個參數的變化范圍為±30%。每個參數的值增加(藍色)或減少(紅色)30%時，凈現值NPV 的變化如圖8 所示。由圖可知，峰時電價對凈現值的影響最大，因為儲能項目大部分收益源自用電高峰期的電力銷售費用。折現率和非峰時電價對凈現值的影響較大，均超過1 億元。稅率和資本成本對凈現值的影響較小，凈現值的變化均在8000萬以內。

圖8 敏感性分析Fig.8 Sensitivity analysis

凈現值法計算和敏感性分析的結果表明，系統通過非高峰時段和高峰時段的電價差進行套利，具有經濟可行性，且峰時電價對儲能項目的收益影響最大。

4 結 論

常規(guī)液化空氣儲能系統(LAES 系統)循環(huán)效率較低，實用價值不高。另一方面，LNG連續(xù)氣化釋放的冷能用于發(fā)電并不能解決電力的供需不平衡。為了應對這兩個問題，本研究提出一種新型液化空氣儲能系統，該系統創(chuàng)新之處在于將LNG 連續(xù)氣化釋放的冷能進行存儲(而非冷能直接發(fā)電)，并對LNG冷能進行梯級利用。

（1）系統利用LNG 冷能和電網富余的電能進行空氣液化和空氣壓縮，有效地提高循環(huán)效率。系統的兩種運行模式具有操作靈活性，可連續(xù)儲存LNG冷能，靈活釋能發(fā)電。

（2）該系統的循環(huán)效率為110.20%，高于近期相關研究成果。?效率為59.71%，較常規(guī)的LAES系統提高了約10%。

（3）?效率分析中的?流圖和?損比例圖有效揭示了該系統的熱力學特征，為進一步改進儲能系統的性能提供研究方向。

（4）采用凈現值法進行經濟性評估及敏感性分析的結果表明，該系統具有經濟可行性，峰時電價對系統的經濟效益影響最大。

符號說明

C—— 電價，元；

Cc—— 資本成本，元；

DEP—— 折舊費，元；

E—— ?，kW；

h—— 焓，kJ/kg；

m—— 質量流量，kg/s

r—— 折現率，%；

S—— 熵，kJ/(kg·K)；

T—— 溫度，K；

TAX—— 稅率，%；

t—— 時長，h；

W—— 功率，kW；

y—— 工廠壽命，年；

?—— 效率，%

下角標

air—— 空氣；

C—— 系統總輸入功率；

Comp—— 壓縮機；

D—— ?損，kW；

ex—— ?；

ele,on—— 用電高峰期的電價；

ele,off—— 用電低谷期的電價；

F—— 輸入?，kW；

i—— 第i個設備/第i個物流；

in/out—— 設備的輸入/輸出端；

on—— 用電高峰期；

off—— 用電低谷期；

overall—— 總量；

P—— 輸出?，kW；

Pump—— 泵；

T—— 系統總輸出功率；

Tur—— 膨脹機；

0—— 標準狀況