耦合LNG冷能及ORC的新型液化空气储能系统分析

2022-07-07苏要港吴晓南廖柏睿

储能科学与技术 2022年6期

苏要港，吴晓南，廖柏睿，李爽

（1西南石油大学土木工程与测绘学院，四川成都610500；2西南石油大学工程学院，四川南充637000）

随着社会的发展和经济水平的提高，电能的需求量日益增加。目前我国发电比例最大的是基于煤、天然气等化石能源燃烧的火力发电技术[1]。但化石燃料燃烧排放的污染物对环境造成了极大的破坏[2]。因此，可再生能源的开发和利用变得非常迫切。然而，以风能和太阳能为主的可再生能源具有间歇性和波动性的特点，且用户的电力需求同样是随时间波动的，这给电网的正常运行带来非常不利的影响。储能技术作为一种将富余电能转换为其他能量进行存储的技术，为解决这一问题提供了重要的方法[3]。它是能源供需管理的一项关键技术[4]。

液化空气储能(liquefied air energy storage，LAES)由于具有能量密度大、运行寿命长、不受严格管理限制和低投资成本[5-9]等优点，备受关注。但常规LAES系统缺乏冷源降低压缩机功耗，其循环效率较低(50%～60%)。因此，可以尝试将合适的冷源引入LAES系统，用来降低压缩机进口空气的温度，从而减少压缩机的功耗，提升储能系统的循环效率。

另一方面，2020 年中国液化天然气进口量达到6713万吨，同比增长11.5%[10]。在接收终端，液化天然气必须气化升温后才能供用户使用[11]。LNG从进口温度-162 ℃升至常温会释放出约830 kJ/kg的冷能。如果冷能被合理回收利用，将会带来极大的环境效益和经济效益。目前研究最多的LNG 冷能利用方式是发电。Dutta 等[12]将LNG 直接膨胀和ORC结合起来，选择多种ORC工质，以提高能源利用率和㶲效率。Choi等[13]提出了5种利用LNG冷能进行发电的工艺配置，研究了关键参数对其性能的影响。Ferreira 等[14]通过遗传算法进行多目标优化，以寻求ORC 的最优工作流体，提高系统的净功率输出。Gómez 等[15]对闭式布雷顿循环与氦气、蒸汽朗肯循环与二氧化碳以及燃料燃烧的组合系统进行了热力学分析，研究了关键参数对系统效率的影响。由上可知，学者的研究重点是LNG 冷能利用系统的能量利用率和发电性能，鲜有学者考虑能源的供需。虽然发电是一种从液化天然气中回收冷能的有效途径，但LNG 冷能直接用来发电，冷能利用率较低、发电量较小且系统连续发电并不能应对用户波动的用电需求。因此，可以对LNG 连续气化释放的冷能进行存储，再根据用户的电力需求灵活释能发电，这对于能源电网来说是一种更有效的方法。

综上所述，鉴于常规的液化空气储能系统循环效率低、实用价值不高以及利用LNG 冷能进行连续发电的方式不能应对电力的供需不平衡问题，本研究构建一种耦合LNG冷能和ORC的新型液化空气储能系统。该系统可以连续地储存能量(LNG 冷能)，灵活地释放能量，且对LNG 冷能进行最大限度的梯级利用。建立该系统的循环效率模型和㶲效率模型，对系统的循环效率和㶲效率进行分析，分析结果可为进一步改善储能系统的性能提供理论依据。最后针对浙江宁波LNG 接收站的LNG 年气化量、该地区每日电力峰谷价格，对系统进行经济性评估，为LNG冷能用于电力调峰的工业应用提供参考。

1 系统流程概述

以LNG 为冷源、海水为热源的液态空气储能系统由液化空气储能过程、液态空气释能过程和有机朗肯循环等模块组成。系统有两种运行模式，即储能模式和释能模式。

在用电低谷期，系统运行储能模式，如图1所示。首先，泵P1将常压LNG加压至7.51 MPa。电网富余的电能驱动三级空气压缩机，空气经带有级间冷却的三级压缩过程升压，同时LNG 和液态丙烷依次经过4个换热器回收压缩热，使压缩空气液化，此时的空气经过一系列压缩冷却后，送入冷箱进一步冷却，达到一定参数后，经J-T 阀节流液化，最后常压空气经过气液分离器分离，液态空气储存在液态空气储罐中；从换热器HX4排出的低温天然气进入换热器HX5与有机朗肯循环工质(ORC)进行换热，再次升温的低温天然气进入换热器HX6液化数据中心冷却剂。最后，低温天然气进入海水加热器升温至288 K，流出系统。

图1 储能过程系统结构示意图Fig.1 Structure diagram for energy storage process

在用电高峰期，系统运行释能模式，如图2所示。储存在储罐中的液态空气经低温泵升压后，高压液态空气首先经过气化换热器加热至接近环境温度，此时蓄冷剂回收了液态空气的部分冷能，并储存在蓄冷装置中以便在储能过程中用于冷却压缩空气。高压空气最后进入四级膨胀机做功，驱动发电机发电，最终达到削峰填谷的目的。与此同时，LNG气化释放的高品位冷能则经过4个换热器被丙烷回收存储，从换热器HX4排出的低温天然气流向与储能模式相同。需要注意的是，在释能发电过程中，液态空气储罐需打开自稳压装置，维持内部压力恒定[1]。

图2 释能过程系统结构示意图Fig.2 Structure diagram for energy release process

该系统最大的特点在于：①它将LNG 全天候连续释放的冷能和储能系统进行结合，在不同时间段的两种运行模式可以有效应对电网的负荷波动；②LNG的冷能用于降低压缩机的工作温度，减少了压缩过程中所消耗的机械功，提高了储能系统的循环效率；③LNG高品位的冷能用来液化空气或者液化丙烷，中品位的冷能用于ORC，低品位冷能用于液化数据中心冷却剂，冷能梯级利用的方式，可减少能量损失，并减少LNG 气化升温过程中所使用的海水量。

2 基本参数设定与模型分析

2.1 基本参数设定

系统采用Aspen HYSYS 进行建模和稳态计算，采用Peng-Robinson 状态方程进行物性计算[16]，并进行以下假设：①系统在储能模式和释能模式下均处于稳态；②换热器和海水加热器的相对压降设置为1%，管道压降忽略不计；③LNG 的组成为甲烷91.15%、乙烷5.55%、丙烷2.16%、正丁烷0.51%、异丁烷0.51%和氮气0.12%[17]；④ORC的工质为丙烷；⑤忽略低温储罐的冷能损失。表1总结了系统计算过程中所需的基本参数。

表1 系统计算的基本参数Table 1 Basic parameters of system calculation

2.2 模型分析

2.2.1 循环效率模型分析

在本系统研究中，循环效率(RT)定义为释放空气能量产生的净输出电功率除以液化空气消耗的净输入电功率。膨胀机(Tur)、压缩机(Comp)和泵(Pump)的输出或输入功率计算公式如下

在液化空气储能阶段，系统的总输入电功率计算公式如下

2.2.3 经济性模型分析

使用净现值法对该系统工艺进行经济性评估。年收益是用户用电高峰期的电价、系统释能阶段的发电功率和工作时长的乘积。年运行成本包括维修成本和耗电成本，每年的维修成本按总资本成本的3%计算，耗电成本是用户用电低谷期的电价、系统储能阶段耗电功率和工作时长的乘积。

年收益(REV)计算公式如下

3 结果与分析

经过Aspen HYSYS 模拟，系统中LNG(序号1～9)和空气(序号10～30)各状态点的关键参数如表2 所示。在本系统中，LNG 依次与空气、ORC和数据中心冷却剂进行换热，换热曲线如图3所示，LNG气化至288 K释放的总冷量达到216.70 kW。

图3 冷热流换热曲线图Fig.3 Heat transfer curve of hot and cold flow

表2 系统中LNG和空气的关键参数Table 2 Key parameters for LNG and air in the system

在LNG气化的低温范围(111～192 K)，释放的冷量为143.41 kW，占总冷量的66.18%，该部分冷量被LAES 吸收。如图3(a)所示，液化空气的冷源来自于LNG 和液态丙烷的冷能两部分，液态丙烷冷能在相对较高的温度下使用(编号37～41)，LNG冷能在相对较低的温度下使用(编号2～6)，空气主要通过与LNG 进行换热而液化。如图3(b)所示，在LNG 气化的中温范围(192～230 K)，ORC吸收LNG 的冷量为56.28 kW，占总冷量的25.97%，由图可知，ORC工质的冷凝降温曲线(编号42～46)与LNG的气化升温曲线(编号6、7)之间的距离明显小于空气与LNG换热曲线之间的距离，故此次换热能够高效地利用LNG 冷能。最后，在LNG气化的高温范围(230～248 K)，数据中心冷却剂的液化过程吸收LNG的冷量为9.36 kW，占总冷量的4.32%。系统对LNG 的冷能梯级利用，能够减少能量浪费，增加能量利用率。

3.1 循环效率分析

循环效率是评价储能系统最重要的指标之一，常规的大型储能系统循环效率一般不超过75%[18]。而当储能系统引入外部能量时，循环效率则可能会超过100%。循环效率越高，储能系统输出的净功率越大，储能项目带给客户的收益越高。经模拟计算，系统中泵、压缩机和膨胀机的性能参数如表3所示。在储能过程中，泵P1、P3 和压缩机组(Comp1、Comp2 和Comp3)的耗电功率共计175.65 kW，膨胀机Tur5 的发电功率共计22.46 kW，净耗电功率为153.19 kW。在释能过程中，泵P1、P2和P3的耗电功率共计20.73 kW，膨胀机组(Tur1、Tur2、Tur3、Tur4 和Tur5)的发电功率共计189.55 kW，净发电功率为168.82 kW。由此计算，该新型液化空气储能系统的循环效率为110.20%。相对于传统的储能系统，该系统不仅接收电网的富余电力，还接收LNG 的冷量来存储能量，因此该系统的循环效率大于100%。

表3 泵、压缩机和膨胀机性能参数Table 3 Performance parameters of pump、compressor and expander

由于使用丙烷储罐作为中间存储器，该系统的能量储存和释放具有灵活性，可根据用户的用电需求灵活释能发电。表4总结了本研究与最近研究成果(耦合LNG冷能的液态空气储能系统)循环效率之间的比较。结果表明，该系统的循环效率高于近期研究成果，提高了储能系统的实用价值。

表4 本研究与最近研究成果之间的循环效率比较Table 4 Comparison of round trip efficiency between this study and recent research results

3.2 㶲效率分析

3.2.1 㶲流分析

LNG 气化过程的㶲流程图，如图4 所示。在储能模式下，泵P1 将2.41 kW 的有效能传递给常压LNG 使其增压至7.51 MPa，高压的LNG 将143.41 kW 冷能用于空气液化、56.28 kW 冷能用于ORC、9.36 kW 冷能通过换热器HX6 用来液化数据中心冷却剂，最后低温天然气通过海水加热器升温至288 K排出系统。在释能模式下，LNG也在不断气化释放冷能，在储能模式下用来液化空气的LNG 高品位的冷能，此时被丙烷回收，其余LNG冷能利用过程与储能模式相同。

图4 LNG气化过程㶲流图：(a)储能模式；(b)释能模式Fig.4 Exergy flow diagram of LNG regasification:(a)energy storage process and(b)energy release process

空气液化和气化过程中的㶲流程图，如图5所示。在储能模式下，常温常压的空气利用143.41 kW的LNG 冷能、122.16 kW 的液态丙烷冷能和164.78 kW 电能变成高压低温空气。4 个多股物流换热器的㶲损失87.66 kW，三个压缩机的㶲损失为23.90 kW。随后高压低温空气进入冷箱，经蓄冷装置进一步冷却，最后通过J-T 阀液化存储在常压低温储罐中。在释能模式下，泵P2 将4.70 kW的有效能传递给液态空气使其增压，高压液态空气的冷能首先被蓄冷装置回收，经蓄冷装置换热后，高压低温空气进入四级膨胀机组发电。气化换热器、膨胀机组的有效能损失分别为36.22 kW、33.77 kW，海水带走的有效能为28.53 kW。

图5 空气液化和气化过程㶲流图：(a)储能模式；(b)释能模式Fig.5 Exergy flow diagram of air liquefaction and regasification:(a)energy storage process and(b)energy release process

3.2.2 㶲损分析

系统中泵、压缩机和膨胀机的㶲损失大小及㶲效率如表5 所示，各设备㶲损失占比如图6 所示。系统总㶲损失为667.01 kW，海水加热器㶲损失最多，占总㶲损的56.20%。这因为在海水加热器中，海水带走了低温工质释放的冷能，造成了大量的有效能损失，可以通过优化操作条件或使用额外的冷能回收工艺，回收更多的冷量。由于冷热流(LNG和空气、LNG与ORC工质、LNG与数据中心冷却剂)之间的传热温差，换热器(4个多股物流换热器、冷箱和气化换热器)的㶲损占比为214.57 kW，占总㶲损的32.17%。三台空气压缩机输入的有效能为164.78 kW，但由于LNG 对热空气进行了级间冷却，使空气压缩机能耗和㶲损失降低，故三台空气压缩机的㶲损失也仅为26.89 kW，占比为4.03%，每台压缩机的㶲效率都在80%以上。

图6 系统各设备的㶲损比例图Fig.6 Exergy loss percentage for each equipment in the system

表5 泵、压缩机和膨胀机㶲损及㶲效率Table 5 Exergy loss and exergy efficiency for pump、turbine and compressor

系统中输入的有效能包括LNG 冷㶲、泵和压缩机输入的电能，共计399.80 kW。输出的有效能包括液态空气释能发电系统的膨胀功及ORC 的膨胀功和数据中心冷却剂的液化，共计238.72 kW。因此，系统的总㶲效率为59.71%，较常规液化空气储能系统提高约10%。

3.3 经济性评估

3.3.1 净现值分析

建设一个储能项目需要大量设备和人力，若项目运行的总成本超过其潜在的利润，则在经济上是不可取的。Aspen HYSYS 软件可以根据工艺的操作条件得出设备的尺寸和成本，Aspen Process Economic Analyzer 模块则可以分析得出设备的资本成本[17]。资本成本包括设备采购成本和安装成本，根据Aspen HYSYS 软件计算，该系统设计阶段各个设备的资本成本如表6所示，总额为13860.48万元。根据浙江宁波LNG 接收站地区大工业用户电价政策，每日不同时段采用不同的电价，峰时电价和峰谷电价分别为0.8656、0.3536 元/kWh。经济性评估假设如表7所示，经济评估是基于一个概念设计，如果是建设一个试验或商业工厂，则应该考虑更多的参数[24]。

表6 系统中各个设备的资本成本Table 6 Capital cost for each equipment in the system

表7 经济评估假设Table 7 Economic evaluation assumptions

需要注意的是，LNG气化释冷的过程是全天候连续进行的，ORC 系统同样是24 h 连续工作。因此在储能时段，ORC 系统可为三台压缩机提供部分电能。在释能时段，ORC 系统和液态空气释能系统共同发电。另外，LNG 和ORC 系统提供给数据中心的冷量为11.91 kW，根据制冷能效比为5计算[25]，则能够为数据中心节约2.38 kW 的电能，全年节电量为20848.8 kWh，该电能同样能够作为项目收益的一部分。

储能系统通过每日的电价差和数据中心制冷的节电量进行套利。本工作模拟流入系统的LNG 质量流量为0.5 kg/s，等同于15768 吨的年气化量，而浙江宁波LNG 接收站的年气化设计量为300 万吨。故将LNG 质量流量从模拟条件的15768 吨增加至300 万吨，系统中ORC、空气和丙烷的质量流量按同样比例增加，故储能系统的每日耗电量、发电量和数据中心制冷的节电量均按比例增加。

采用净现值法进行经济性分析的结果如图7所示，该项目的净现值为51909.20万元，通过1.75年就可以收回初始投资成本。项目总运营成本为123245.33万元，包括耗电费用和维护费用，所占比例分别为91.57%、8.43%。总收益为310483.93 万元，包括用电高峰期电能的销售费用和数据中心制冷的节电量费用，所占比例分别为98.05%、1.95%。

图7 净现值分析结果Fig.7 NPV analysis results

3.3.2 敏感性分析

峰时电价、峰谷电价、税率、折现率和每日用电高峰时长等参数，根据不同地区的政策差异，可能会有不同。为了说明主要参数对经济结果的影响，选取5个参数作为影响净现值的主要因素，进行敏感性分析。5 个参数分别为峰时电价、非峰时电价、税率、折现率和资本成本，各个参数的变化范围为±30%。每个参数的值增加(蓝色)或减少(红色)30%时，净现值NPV 的变化如图8 所示。由图可知，峰时电价对净现值的影响最大，因为储能项目大部分收益源自用电高峰期的电力销售费用。折现率和非峰时电价对净现值的影响较大，均超过1 亿元。税率和资本成本对净现值的影响较小，净现值的变化均在8000万以内。