卢昕悦，叶正芳，等：耦合LNG冷能的液态空气储能系统和液态CO2储能系统对比分析

学术 2024-11-01 16:50 北京

耦合LNG冷能的液态空气储能系统和液态CO₂储能系统对比分析

卢昕悦 ^1,² 陈锐莹 ¹姜夏雪 ¹梁海瑞 ¹高歌 ¹叶正芳 ²

（1. 中海油气电集团技术研发中心，北京 100028； 2. 北京大学环境科学与工程学院，水沙科学教育部重点实验室，北京 100871 ）

DOI：10.11949/0438-1157.20240123

摘要为解决压缩气体储能系统中外加冷源的供应问题，同时高效利用液化天然气（LNG）冷能，构建了耦合LNG冷能的液态空气储能系统（LNG-LAES）和耦合LNG冷能的液态CO₂储能系统（LNG-LCES），并进行了热力学和经济性对比分析。结果表明：气体压缩、膨胀做功和LNG换热环节在两系统中㶲损较大，是系统优化关键环节；适当增加储释能压力及LNG压力会提升系统性能，而LNG温度过低会降低系统性能。LNG-LAES的最优㶲效率、膨胀发电量、储能密度分别为57.53%、13.08 MW、79.61 kW·h/m³，均高于LNG-LCES（43.42%，5.44 MW，41.16 kW·h/m³）；但LNG-LCES的循环效率和冷能利用率更高，对LNG温度波动有更强适应性，并在经济性方面表现较优。耦合LNG冷能的两种液态气体储能相比常规未耦合LNG的储能系统循环效率提高了7%~25%，可为改进储能系统性能提供一定参考。

关键词 LNG冷能；液态空气储能系统；液态CO₂储能系统；过程系统；热力学；经济性

Comparative study on liquid air energy storage system and liquid carbon dioxide energy storage system coupled with liquefied natural gas cold energy

LU Xinyue ^1,² CHEN Ruiying ¹JIANG Xiaxue ¹LIANG Hairui ¹GAO Ge ¹YE Zhengfang ²

（1. CNOOC Gas & Power Group Company Limited, Beijing 100028, China； 2. Key Laboratory of Water & Sediment Science, Ministry of Education, Department of Environmental Engineering, Peking University, Beijing 100871, China ）

Abstract: In order to solve the main problems of the external cold source for compressed gas energy storage systems, and to effectively utilize the liquefied natural gas (LNG) cold energy, two systems of liquid air energy storage and liquid carbon dioxide (CO₂) energy storage systems coupled with LNG respectively (LNG-LAES and LNG-LCES) are established. A comparative study is carried out between the two systems to evaluate their thermodynamic and economic performance. The results show that the exergy loss of the gas compression and expansion processes is larger as well as the process of LNG heat exchange, which provides the direction for system optimization. The rise of energy storage pressure, energy release pressure and LNG pressure can enhance performance of both systems, while the low LNG temperature can reduce the system performance. The exergy efficiency, expansion work and energy-storage density of the LNG-LAES system under optimal conditions are 57.53%, 13.08 MW and 79.61 kW·h/m³, higher than those of the LNG-LCES, namely 43.42%, 5.44 MW and 41.16 kW·h/m³, respectively. However, the cycle efficiency and cold energy utilization rate of LNG-LCES are higher, it has stronger adaptability to LNG temperature fluctuations, and performs better in terms of economy. These proposed two systems coupled with LNG cold energy perform better in round trip efficiency, 7%—25% higher than that of energy storage systems uncoupled with LNG. These results highlight further possibilities for performance enhancement of energy storage systems by integrating LNG.

Keywords: LNG cold energy；liquid air energy storage system；liquid carbon dioxide energy storage system；process systems；thermodynamics；economy

引言

“双碳”目标推动着可再生能源大规模并网利用。但风能、太阳能等新能源发电方式具有明显的随机性和波动性，给电网运行质量和安全性带来诸多挑战^[1]。当前，储能技术在提高可再生能源消纳比例、保障电力系统安全稳定运行等方面发挥了重要作用，是保障国家能源安全和支撑新能源发展的关键技术^[2]。

压缩空气储能是当前实现大规模储能的主要技术之一，国内外已开展多项1~300 MW示范项目^[3]。其中，液态空气储能技术（LAES）具有能量密度大、运行寿命长、能有效摆脱地理条件限制等优点，拥有广阔的应用前景^[4]。但该过程需引入合适的冷源以液化空气，同时降低压缩机功耗，提升循环效率^[4]。近年来，二氧化碳（CO₂）储能技术作为一种新型储能方案，受到了国内外重点关注^[5]。一方面是因该系统具有工艺简单、循环效率较高等优势，而且CO₂具有合适的临界物性（31.3℃，7.38 MPa）、比空气更容易液化（-141℃，3.77 MPa）、安全等优良特性^[6]。另一方面，随着碳捕集技术的商业化应用，将捕集下来的大量CO₂进行有效利用成为当前焦点问题之一^[6]。其中，低温的液态CO₂储能系统（LCES）有效解决了气体储能系统储存空间大的问题，增强CO₂储能系统的安全性和可行性，同时储释能阶段均输出液态CO₂产品，低温液态CO₂也可以对外供冷^[7]。目前液态CO₂储能技术还处于研究阶段，尚未进行兆瓦级工程示范。但对于液态空气和液化CO₂储能系统，如何引入合适的冷源并保证储能系统性能，是该项技术的关键问题之一^[8]。

液化天然气（liquefied natural gas，LNG）是将天然气在常压下冷凝成-162℃的低温液体，作为一种清洁的化石能源被大量进口和应用^[9]。鉴于LNG具有的巨大冷能，而且LNG可利用温度区间跨度较大，近年来研究者尝试采用多种冷能利用方式，如冷能发电、冷能空分、轻烃回收等，实现LNG冷量的高效综合利用^[10]。因此，如果将LNG作为冷源耦合液态空气储能系统和液态CO₂储能系统，既能使储能系统的压缩气体液化，实现灵活释能发电，同时又能充分利用接收站的冷量资源，实现LNG冷能的高附加值利用。目前，已有较多研究开展了基于LNG冷能利用的液空系统工艺设计与优化，但针对液态CO₂储能系统的研究较少。此外，关于耦合LNG的液态空气储能系统与液态CO₂储能系统性能对比尚缺少研究。

鉴于引入合适的冷源对于液态空气储能系统和液态CO₂储能系统至关重要，而接收站蕴藏大量LNG冷能亟待开发利用，本研究建立耦合LNG的液态空气储能系统（LNG-LAES）和耦合LNG的液态CO₂储能系统（LNG-LCES）的工艺系统模型，进行㶲分析以指示系统特性改进方向，另对系统进行关键参数分析以比较系统热力学性能，并对系统的经济性进行对比评估，分析结果可为LNG冷能用于压缩气体储能系统的工业应用提供参考。

1 过程系统概述

1.1 耦合LNG的液态空气储能系统

对于LNG-LAES系统，如图1所示，当储能过程进行时，空气先进入三级压缩机组并进行级间冷却，再进入冷箱冷却成高压低温空气。在这过程中，循环水被冷水泵送至压缩机组的级间冷却器，用于冷却高温空气，经换热后的高温循环水储存在热水罐中。而关于LNG与空气换热，考虑LNG泄漏爆炸风险、建造难度高等问题，设置LNG与空气通过冷媒氮气间接换热，即LNG经过LNG冷能换热器、氮气蓄冷床和冷箱将冷能传递给空气以冷却降温。随后，低温高压的空气进入储能单元，先在蓄冷换热器中被来自蓄能填充床的冷流体（氮气）冷却，再经液力透平膨胀达到液化状态，此后通过气液分离将低温液化的空气储存在液态空气储罐中，完成储能过程。

图1 LNG-LAES系统工艺流程图Fig.1 Process flow diagram of LNG-LAES system

AC1，AC2，AC3—压缩机；AE1，AE2，AE3—级间冷却器；AE8—冷箱；AE9—蓄冷换热器；AT10—液力透平；AF1—气液分离器；AR1—液化气体储液罐；AP0—液化气体低温泵；AE10—蓄热换热器；AE11—蓄能填充床；AE12—氮气蓄冷床；AE4，AE5，AE6—级间加热器；AT1，AT2，AT3—膨胀机；ALNG—LNG冷能换热器；AP1—冷水泵；AV1—冷水罐；AP2—热水泵；AV2—热水罐

当释能过程进行时，液态空气储罐中的液化气体被低温泵加压，送至蓄热换热器中加热升温，而空气的冷能被来自蓄能填充床的换热流体（氮气）带走，即向蓄冷单元释放冷能。其中，循环水被热水泵送至膨胀机组的级间换热器加热低温空气，经换热后的低温循环水再进入冷水罐，构成循环回路。随后，升温高压的气体进入膨胀机组并进行级间加热，以保证进入下一级膨胀机的空气是高温状态。最后，经膨胀机发电做功后，空气排放至大气，完成释能过程。

1.2 耦合LNG的液态CO₂储能系统

图2为LNG-LCES系统的流程图。与LNG-LAES系统（图1）相比，LNG的耦合方式不同，并且储能阶段和释能阶段同时储存液态的CO₂。

图2 LNG-LCES系统工艺流程图Fig.2 Process flow diagram of LNG-LCES system

BC1，BC2，BC3—压缩机；BE1，BE2，BE3—级间冷却器；BE7—冷箱；BF1—气液分离器；BR1—高压CO₂储罐；BP0—低温泵；BE4，BE5，BE6—级间加热器；BT1，BT2，BT3—膨胀机；BLNG—LNG冷能换热器；BR2—低压CO₂储罐；BP4—增压泵；BE8—海水加热器；BP1—冷水泵；BV1—冷水罐；BP2—热水泵；BV2—热水罐

当储能过程进行时，CO₂气体先经压缩机组进行压缩，并由级间冷却器和冷箱换热（冷剂是体积分数为50%的乙二醇水溶液），变为高压液态的CO₂后，进入高压储罐储存，最终热水储存在热水罐中。

当释能过程进行时，高压储罐出口的液态CO₂进入级间加热器，与来自热水罐的循环水换热，升温后的CO₂进入膨胀机组对外做功发电。释能发电后的气态CO₂随即进入LNG换热单元，采用LNG中间介质换热器，通过中间介质丙烷/乙烷将LNG的冷量传递给CO₂，以避免CO₂结霜及换热损失较大的问题^[11]。液化后的CO₂储存在低压储罐中，进一步经增压泵加压和加热器换热升温至气体后，返回至压缩机组入口，再次作为气源重新参与储能过程。

1.3 基本参数设置

本研究采用Aspen HYSYS 进行建模计算，采用 Peng-Robinson 状态方程进行物性分析。为分析比较LNG-LAES系统与LNG-LCES系统关键性能参数，需统一关键参数设置，见表1。其中，LNG参数基于浙江接收站运行数据，LNG组成见表2。系统计算过程中不考虑管道压损以及温度损失，另外考虑在储能模式和释能模式下系统均处于稳态。

表1 主要设计参数Table 1 Process design parameters

表2 LNG组成参数Table 2 LNG composition

2 系统建模

2.1 系统热力学模型

为深入了解储能系统的能量流情况，本研究采用㶲分析方法对该系统和各设备进行㶲损失分析，揭示㶲损失的分布规律，从而更好地指明系统性能的优化改进方向。

在热力系统中，各物流的㶲值为^[12]

(1)

式中，e为单位质量工质的㶲，kJ/kg；h、h₀分别为单位质量工质的进口、出口焓，kJ/kg；S、S₀分别为单位质量工质的进口、出口熵，kJ/(kg·K)；T₀为工质入口温度，K。

根据㶲平衡方程，对于热力系统内任一设备i，其损失为^[12]

(2)

式中，E_D,_i、E_F,_i、E_P,_i分别为设备i的㶲损失、输入的㶲量、产生的㶲量，kW。

储能系统各个部件的㶲损失计算公式具体如下^[13-14]。

压缩机的㶲损失

(3)

式中，E_D,comp为压缩机的㶲损失，kW；W_comp为压缩机功耗，kW；e_comp,1和e_comp,2分别为进入和离开压缩机的工质㶲，kW。

膨胀机的㶲损失

(4)

式中，E_D,tur为膨胀机的㶲损失，kW；W_tur为膨胀发电功，kW；e_tur,1和e_tur,2分别为进入和离开膨胀机的工质㶲，kW。

换热器的㶲损失

(5)

式中，E_D,heat为换热器的㶲损失，kW；e_heat,A1和e_heat,A2分别换热器热端A入口和出口的㶲，kW；e_heat,B1和e_Heat,B2分别为换热器冷端B入口和出口的㶲，kW。

液态泵的㶲损失

(6)

式中，E_D,pump为液态泵的㶲损失，kW；W_pump为液态泵功耗，kW；e_pump,1和e_pump,2分别为液态泵入口和出口物料㶲，kW。

2.2 性能评价指标

为了更好地评价储能系统，本研究从系统热力学性能和经济性两方面进行分析研究。具体采用膨胀发电功、循环效率、储能密度、㶲效率和LNG冷能利用率作为系统热力学性能评价指标。其中，系统净功、循环效率和储能密度表征储能系统性能指标；㶲效率是对系统中㶲的利用程度进行评价，体现热能与电能的转化；LNG冷能利用率表征LNG冷能回收利用情况。

2.2.1 循环效率

储能系统的循环效率（η_rt）为一个循环周期内输出与输入电能之比^[15]，计算公式如下

(7)

(8)

(9)

式中，W_t为释能时系统向外界净输出电功率，kW；W_c为储能时外界输入到系统中的电功率，kW；W_tur、W_comp、W_pump分别为膨胀机、压缩机、泵的输出或输入功率，kW。

2.2.2 储能密度

储能密度为单位空气或CO₂所储存的电能量，表示的是储能容量与储存装置储存量的关系^[15]。

(10)

式中，D为空气储能系统或CO₂储能系统的储能密度，kW·h/m³；W为膨胀发电功，kW；V为储能装置中空气或CO₂的储存体积量，m³。

2.2.3 㶲效率

系统或设备的㶲效率（η_ex）定义为产生收益的㶲（e_p）与消耗的㶲（e_f）的比值，表示有效能的转化效率，计算公式如下^[16]

(11)

2.2.4 LNG冷能利用率

LNG气化过程所释放的冷量即为前后工况的焓值差。

LNG冷能利用率（η_LNG）表示LNG冷能在储能系统中的有效能利用程度，计算公式如下^[17-18]

(12)

式中，E_D,LNG为与LNG换热相关的㶲损失；H_LNG为LNG初态和终态间的㶲值差(焓差)。

2.2.5 经济指标

本研究以平均能源成本（LCOE）、资本回收期（SPB）和净现值（NPV）作为经济性指标，计算公式如下。

(1)平均能源成本LCOE[CNY/（kW·h）]^[19]

(13)

式中，Z_总投资、Z_总运维分别表示整体总投资和总运行成本，CNY；为系统平均产电量，kW·h。

(14)

式中，CEPCI为化工成本指数，取541.7/397；Z_com、Z_tur、Z_pump、Z_heat、Z_tank分别为压缩机、膨胀机、泵、换热器、储罐的主要设备成本（万元），计算模型见表3^[20]，有报道表3中的模型可用于CO₂系统或压缩空气系统的经济性评价分析^[21-22]。

表3 主要设备成本计算模型Table 3 Cost estimating equation of major components

(15)

(16)

式中，Z_运维和Z_发电分别表示年运行成本和年发电收入，万元；r为年折现率，取5%；n为系统使用年限，取20年。

(17)

(18)

式中，系统年运行和维护成本取总投资的1.5%；Z_购电为耗电成本；每年运行365天；每日储释能时间为8 h；储能阶段低谷电价以0.41 CNY/（kW·h）为标准。

(19)

式（19）中，每年运行365天；每日储释能时间为8 h。

(2)资本回收期SPB（年）^[23]

(20)

(3)净现值NPV（万元）^[24]

(21)

3 结果与分析

3.1 㶲分析结果

本研究对建立的LNG-LAES和LNG-LCES热力学模型分别进行模拟计算，以系统循环效率最大时的工况为例，各节点参数见表4和表5。

表4 LNG-LAES系统参数Table 4 Operating parameters of LNG-LAES process

表5 LNG-LCES系统参数Table 5 Operating parameters of LNG-LCES process

进一步，计算两系统中各单元的㶲损失分布情况，以指示系统特性改进的潜力或可能性，结果如表6和图3所示。LNG-LCES系统的总㶲损失为4951.44 kW，相比LNG-LAES系统（12765.02 kW）较低。如图3(a)所示，LNG-LAES系统中，加热器、膨胀机、压缩机是整个系统㶲损失较大环节，㶲损失占比分别为34.35%、19.87%、14.74%。而LNG-LCES系统中[图3(b)]，LNG换热器、膨胀机、压缩机是主要的㶲损设备，占比分别为41.91%、20.68%、13.12%。液态泵的㶲损失在两系统中占比均较小（LNG耦合液态空气中为2.17%，CO₂储能系统中为0.16%），这主要是因为液体工质压缩性极小，导致液态泵耗功较小^[25]。可见，两系统的㶲损失均主要发生在气体压缩、膨胀做功和LNG换热有能量损失的环节。因此，对于储能系统，优化这些环节的性能是减小系统㶲损失和提高系统㶲效率的关键。

表6 主要设备㶲损失Table 6 Exergy loss for main equipment

图3 LNG-LAES系统和LNG-LCES系统中的㶲损失分布占比（%）Fig.3 Distributions of exergy loss in LNG-LAES system and LNG-LCES system

3.2 关键参数分析

鉴于气体压缩、膨胀做功和LNG换热过程是系统的主要㶲损环节，本研究探究这些环节的关键变量参数对工艺性能的影响，以明确工艺参数的改进方向。

液态存储单元作为关联气体压缩和膨胀做功的中间单元，在储能和释能两阶段发挥关键作用，故本研究首先选取液态存储单元的关键参数即储能压力和释能压力进行分析。此外，由于耦合LNG的储能系统利用了LNG气化过程中所释放的冷能，但不同温压条件下LNG蕴藏的冷能不同，从而会影响储能系统性能，本研究同时考察入口LNG温度和压力对储能系统热力学性能的影响。

3.2.1 储能压力

图4为储能压力对系统膨胀发电量W、循环效率η_rt、㶲效率η_ex和储能密度D的影响。

图4 储能压力对LNG-LAES系统和LNG-LCES系统性能的影响Fig.4 Effect of energy storage pressure on performance of LNG-LAES system and LNG-LCES system

由图4(a)可知，对于LNG-LAES系统，随储能压力的增加（0.5~2.0 MPa），系统膨胀发电量、循环效率、㶲效率呈上升趋势，分别在9.84~13.08 MW、47.94%~63.01%、47.10%~57.53%范围内波动，这主要因为液力透平与液空储罐相连，随着液力透平压力的增大（忽略管道压损，液力透平出口压力即为系统储能压力），节流后空气的液化率增加，储罐内液态空气的体积流量逐渐增加，进而提高膨胀发电量，导致循环效率和㶲效率增加。但如图所示，随储能压力增加，储能密度逐渐降低（111.02~79.61 kW·h/m³），这是由于膨胀发电的增幅小于储罐内液空体积流量的增加量，导致两者之比即储能密度的减小。此外，当储能压力高于2.0 MPa时，液空储能系统会出现冷量不平衡情况，这是因为当释能压力不变时储能压力的增加使空气经过节流阀时存储更多的冷量^[13]，导致蓄冷换热器AE9的温差增大，进而需要提高蓄能单元的供冷能力才能满足AE9的换热需求。鉴于AE9的供冷能力和系统释能压力限制，选择LNG-LAES系统的最佳储能压力为2.0 MPa，相应的系统循环效率（63.01%）、㶲效率（57.53%）和膨胀发电量（13.08 MW）最大，储能密度为79.61 kW·h/m³。

对于LNG-LCES系统[图4(b)]，与LNG-LAES系统相比，由于CO₂的临界点压力（7.4 MPa, 30℃）高于空气（3.7 MPa, -145℃），其所需的储能压力更高（12~23 MPa），相应的循环效率（74.72%~80.53%）也显著高于液空储能系统，但系统的膨胀发电量、㶲效率、储能密度较低，分别为4.62~5.51 MW、40.89%~43.37%、32.46~42.47 kW·h/m³。相关研究也表明，相同气体处理量下，使用CO₂工质的储能系统电-电转化效率更高，但㶲效率低于使用空气工质系统^[5,26]。此外，图4(b)显示，当储能压力从12 MPa增至23 MPa时，LNG-LCES系统的储能密度持续增加，但系统循环效率和㶲效率呈现先增加后减少的规律，在20 MPa时存在最大值。这主要因为，随储能压力的增大，高压CO₂储罐的工质能量密度提高，增加了单位工质输出功，但储能压力变大意味着压缩机组出口压力升高，进而增加了压缩机耗功。当压缩机耗功超过输出功的增大幅度时，将导致系统转化效率和㶲效率降低。因此，本研究选择LNG-LCES系统的最佳储能压力为20 MPa，相应的系统膨胀发电量为5.44 MW、循环效率为80.53%、㶲效率为43.42%、储能密度为41.16 kW·h/m³。

3.2.2 释能压力

图5为释能压力对系统性能的影响。

图5 释能压力对LNG-LAES系统和LNG-LCES系统性能的影响Fig.5 Effect of energy release pressure on performance of LNG-LAES system and LNG-LCES system

对于LNG-LAES系统[图5(a)]，当储能压力不变时，随着释能压力提升（8~14 MPa），系统膨胀发电量（11.75~13.08 MW），循环效率η_rt(57.12%~62.51%)、㶲效率η_ex（53.93%~58.90%）和储能密度D（71.51~79.61 kW·h/m³）均逐渐增加。这是因为，随释能压力升高，膨胀做功能力增大，进而提高了系统的循环效率、㶲效率和储能密度。值得注意的是，在LNG-LAES系统中，当蓄冷单元能力一定时，一定的储能压力存在最大释能压力限制。本研究中LNG-LAES系统的最佳储能压力为2.0 MPa，相应的最大释能压力为14 MPa，此时系统最大膨胀发电量为4.07 MW，循环效率为63.01%，㶲效率为57.53%，储能密度为71.81 kW·h/m³。

LNG-LCES系统呈现出与LNG-LAES系统相似的变化规律，如图5(b)所示，当释能压力从21 MPa增加至27 MPa时，膨胀发电量W、循环效率η_rt、㶲效率η_ex、储能密度D变化范围分别为5.25~5.53 MW、80.19%~80.56%、43.51%~43.57%、39.67~41.79 kW·h/m³。可以看出，LNG-LCES系统中各指标的增长幅度相比LNG-LAES系统较小，说明释能压力对LNG-LAES系统性能的影响更为显著。综合考虑设备投资成本，本研究取LNG-LCES系统的释能压力为25 MPa。

3.2.3 LNG压力

图6为LNG压力对储能系统性能的影响。由图6(a)可知，对于LNG-LAES系统，当LNG压力从1 MPa升至11 MPa时，系统循环效率保持不变，而㶲效率（55.96%~57.8%）和LNG冷能利用率（19.37%~49.34%）均呈上升趋势，所需LNG流量Q_LNG逐渐增加（114~141 t/h）。LNG-LCES系统与LNG-LAES系统变化趋势相似[图6(b)]，当LNG压力为10 MPa时，LNG-LCES系统存在最大的㶲效率42.5%，最大的LNG冷能利用率为50.01%；但随着压力继续升高，所需LNG用量会超过本研究接收站单条LNG外输线可供给量（175 t/h）。因此，取LNG压力为10 MPa，此时LNG-LAES系统和LNG-LCES系统的㶲效率和冷能利用率最优。

图6 LNG压力对LNG-LAES系统和LNG-LCES系统性能的影响Fig.6 Effect of LNG pressure on performance of LNG-LAES system and LNG-LCES system

LNG冷能回收利用通过LNG与工质换热实现，评估LNG冷能回收利用应建立在对LNG冷量和冷㶲分析基础上^[27]。因此，本研究结合LNG冷量和冷㶲变化特性曲线对上述现象进行解释分析。如图7(a)所示，压力越大，LNG冷能释放量越小，因此LNG流量需增加才能满足供冷需要，这在一定程度上解释了前述入口LNG压力增加，所需LNG流量呈上升趋势的现象。而关于LNG压力对㶲效率和冷能利用率的影响，由图7(b)可知，高压LNG冷㶲曲线始终位于低压LNG曲线的上方，说明汽化压力越高，LNG所包含的冷㶲越多。冷㶲是具有一定品级和利用价值的冷能，当系统出口温差一定时，LNG压力越高，提供给储能系统利用的冷㶲量更大，进而使得系统的㶲效率和冷能利用率增加。

图7 不同温度和压力下的LNG冷量和LNG冷㶲变化规律Fig.7 Variations of LNG cold energy and cold exergy under different temperatures and pressures of LNG

3.2.4 LNG温度

图8为LNG温度对储能系统性能的影响。

图8 LNG入口温度对LNG-LAES系统和LNG-LCES系统性能的影响Fig.8 Effect of LNG inlet temperature on performance of LNG-LAES system and LNG-LCES system

对于LNG-LAES系统[图8(a)]，当LNG温度从-160℃升至-130℃时，系统㶲效率（57.30%~57.88%）和LNG冷能利用率（39.93%~52.72%）逐渐提升，这是因为本研究中LNG温度过低，导致LNG冷能换热器中LNG与空气热物流的换热匹配性较差，造成大量㶲损失，从而使得系统㶲效率和LNG冷能利用率较低。此外，随着LNG温度升高，所需的LNG流量逐渐增加（122~167 t/h），这主要因为LNG温度越高，冷能释放量越低[图7(a)]，进而所需要的LNG流量增多。本研究中，当LNG温度高于-130℃时，LNG-LAES系统所需LNG流量超过接收站单条LNG外输线的可供给量（175 t/h）。因此，在接收站外输量限制情况下，LNG-LAES系统可接受的最高入口LNG温度为-130℃。

如图8(b)所示，对于LNG-LCES系统，入口LNG温度对储能系统性能的影响与LNG-LAES系统变化规律相似。但随着入口LNG温度继续升高超过110℃，所需的LNG用量会超过本研究接收站单条LNG外输线可供给量（175 t/h），故当入口LNG温度为-110℃时，LNG-LCES系统存在最大㶲效率为43.42%，相应最大的LNG冷能利用率为59.33%。因此，LNG-LCES系统可接受的LNG温度波动范围为-160~-110℃，相比LNG-LAES系统（-160~-130℃）对LNG温度波动有更强的适应性，可利用中高品级、温区范围更广的LNG冷能。

由于接收站调峰作用明显，LNG接收站实际运行时涉及多种工况，蕴藏不同温压条件下的LNG冷能。因此，结合本研究接收站实际外输的LNG参数，可从接收站高压外输端引出LNG与储能系统相耦合，相应的LNG设计压力为10 MPa，LNG温度波动范围为-160~-125℃，单条高压外输线最大外输量为175 t/h，能够满足储能系统对LNG冷源的要求。

3.2.5 总结

LNG分别耦合LNG-LAES系统和LNG-LCES系统的关键参数及热力学性能指标见表7。相同工质流量下，LNG-LAES系统以㶲效率、最大膨胀发电量、储能密度占优势，但LNG-LCES系统的循环效率和冷能利用率更高，并且LNG-LCES系统对接收站LNG温区波动范围适应更广。

表7 两种储能系统关键热力学性能参数对比Table 7 Comparison of main performance parameters of proposed two systems

3.3 经济性分析

对LNG-LAES系统和LNG-LCES系统进行经济性分析。如图9所示，两系统中压缩机和膨胀机设备均占总投资成本的大部分。LNG-LCES系统设备较少且结构更为紧凑，总投资相对较低。此外，LNG-LCES系统以平均能源成本LCOE、资本回收期SPB、净现值NPV占优势，分别为0.82 CNY/（kW·h）、7.54年、8020万元，这意味着本研究中LNG-LCES系统在经济性方面表现更优。

图9 LNG-LAES系统和LNG-LCES系统经济性对比Fig.9 Comparison of economic evaluation of proposed LNG-LAES system and LNG-LCES system

与国内外相关液态气体储能系统进行热力性和经济性综合比较。如表8所示，从系统仿真模拟角度，本研究两系统在循环效率和平均能源成本方面与其他研究结果相当。其中，关于LNG引入液空系统的研究较多，但不论是LNG-LAES还是LNG-LCES系统，较多研究发现耦合LNG冷能后系统循环效率模拟值均有提升。本研究中LNG-LAES系统相较常规LAES循环效率提升了7%~13%，而LNG-LCES系统相比常规LCES循环效率提高了10%~25%，并在经济性方面表现出一定优势。上述结果从仿真模拟角度证明了本研究两种系统的一定的技术和经济可行性。

表8 不同液态气体储能系统仿真模拟研究对比Table 8 Comparison of diffferent research on liquid gas energy storage systems

从实验角度，当前国内外已开展多项100 kW~50 MW级LAES项目实验，循环效率可达50%~60%^[39-40]。而相比于LAES系统，CO₂储能研究起步相对较晚，相关实验研究较少，目前报道的是压缩气态型CO₂储能实验系统，循环效率可达24%~79%^[41-42]。研究表明，热质循环部件的实际运行性能是影响上述理论循环效率和实验值表现差异的关键因素^[39]。因此，为加快LNG-LAES和LNG-LCES系统商业化应用进程，应针对热质循环关键部件开展大量的实验研究，缩小理论与实验性能差异，为耦合LNG冷能的气体储能系统应用提供技术支撑。

4 结论

本研究针对不同工质气体（空气和CO₂）建立了与LNG冷能耦合的LNG-LAES和LNG-LCES两种储能系统，并进行了系统热力学性能和经济性分析与比较，结论如下。

（1）㶲分析结果表明，两系统中气体压缩、膨胀做功和LNG换热环节的㶲损失较大，是系统优化提效的关键环节。

（2）适当增加储能和释能压力，可有效提高两系统的膨胀发电功、循环效率、㶲效率和储能密度。因CO₂的临界点压力高于空气，其所需的储释能压力更高。

（3）随LNG压力增加，系统㶲效率和冷能利用率提高；而LNG温度过低，导致换热匹配性较差，造成大量㶲损失，进而降低系统性能。LNG-LAES和LNG-LCES系统可接受的LNG温区分别为-160~-130℃和-160~-110℃，说明LNG-LCES系统对LNG温度波动有更强的适应性。

（4）结合接收站实际外输的LNG条件，从接收站高压外输端引出LNG与储能系统相耦合，能够满足两系统对LNG冷源的温度和压力要求。

（5）LNG-LAES系统在最佳工况下的㶲效率、膨胀发电量、储能密度分别为57.53%、13.08MW、79.61 kW·h/m³，均高于LNG-LCES系统（43.42%，5.44 MW，41.16 kW·h/m³）。但LNG-LCES系统的循环效率和LNG冷能利用率更高，并具有较低的平均能源成本、资本回收期和较高净现值，在经济性方面表现更优。

（6）LNG-LAES系统相比常规LAES系统循环效率提升了7%~13%，而LNG-LCES系统相比常规LCES系统循环效率提高了10%~25%。该结果系统地比较了采用不同工质（空气和CO₂）的液气储能与LNG冷能耦合系统的性能，证明了耦合系统的可行性，为改进液气储能系统性能提供研究方向。

引用本文：卢昕悦, 陈锐莹, 姜夏雪, 梁海瑞, 高歌, 叶正芳. 耦合LNG冷能的液态空气储能系统和液态CO₂储能系统对比分析[J]. 化工学报, 2024, 75(9): 3297-3309 (LU Xinyue, CHEN Ruiying, JIANG Xiaxue, LIANG Hairui, GAO Ge, YE Zhengfang. Comparative study on liquid air energy storage system and liquid carbon dioxide energy storage system coupled with liquefied natural gas cold energy[J]. CIESC Journal, 2024, 75(9): 3297-3309)

第一作者：卢昕悦（1995—），女，博士，工程师，luxy21@cnooc.com.cn

通讯作者：叶正芳（1965—），男，博士，教授，zhengfangye@163.com

http://mp.weixin.qq.com/s?__biz=MzkwMjI2NzAyOA==&mid=2247556301&idx=1&sn=0d09128be86fc6eace177752af393b5b

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